Идеи для бизнеса. Займы. Дополнительный заработок / Биографии и истории успешных людей / Определение удельного веса нефти. Физические свойства. Удельный вес нефти представляет собой отношение веса к объему

Определение удельного веса нефти. Физические свойства. Удельный вес нефти представляет собой отношение веса к объему

28.07.2019

Плотность – важнейшая характеристика нефти во многом определяющая ее качество.

Плотностью жидкости называется масса вещества, заключенная в единице объема.

Единицей измерения плотности в системе СИ служит кг/м 3 .

Вес единицы объема вещества называется удельным весом.

Единицей измерения удельного веса в системе СИ служит Н/м 3 .

Плотность и удельный вес вещества связаны между собой соотношением

где g – ускорение силы тяжести, 9,81 м/с 2 .

Относительная плотность
является безразмерной величиной, представляющей собой отношение массы объема данного вещества при температуре определения к массе равного объема воды при стандартной температуре. В США и Англии стандартная температура дляводы и нефти принята t ст = 15,6 °С (60 °F). В России была принята стандартная температура t ст = +4 °С, а температура определения t опр = 20 °С. Относительная плотность обозначалась
С 1 января 2004 г. введенв действие ГОСТ Р51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» и стало обязательным определение плотности нефти при 15 °С. Поэтому ГОСТ Р 51069-97 дает следующее определение: относительная плотность (удельный вес) – отношение массы данного объема жидкости при температуре 15 °С (60 °F) к массе равного объема чистой воды при той же температуре. При записи результатов указывают стандартную температуру

Нефти различных месторождений России характеризуются широким диапазоном плотности: от 770 до 970 кг/м 3 . Плотность нефтей изменяется в пределах каждого нефтегазоносного района. Это объясняется тем, что большинство разрабатываемых нефтяных месторождений представлено многопластовыми залежами, для которых, как правило, с увеличением глубины залегания продуктивного горизонта плотность нефти снижается .

Плотность нефти зависит:

от химического состава, в частности, от содержания тяжелых смолисто-асфальтеновых и сернистых компонентов, парафинов (табл. 1.1, 1.2) ;

от фракционного состава (табл. 1.3) .

Таблица 1.1

Характеристика нефтей по плотности и содержанию смол и асфальтенов

	Плотность, кг/м 3
	Плотность, кг/м 3	Асфальтены
Ромашкинская
Бавлинская
Сергеевская
Арланская
Радаевская
Мухановская
Дмитриевская
Подгорненская
Кулешовская 1
Кулешовская 2
Бузовнинская
Лебяжинская
Жетыбайская
Узеньская

Таблица 1.2

Характеристика нефтей по плотности и содержанию парафинов

	ρ 20 , кг/м 3
Охинская
Доссорская
Артемовская
Грозненская беспарафинистая
Сураханская масляная
Ишимбайская
Раманыская парафинистая
Ново-степановская
Сураханская парафинистая
Грозненская слабопарафинистая
Туймазинская
Сураханская отборная
Шор-суская

Грозненская парафинистая
Гора-Гурская
Озек-суатская

Сравнивая плотности товарных нефтей с примерно равным содержанием асфальтенов и смол, можно получить ориентировочные представления об их углеводородном составе: парафиновые нефти имеют плотность в пределах 750–800, нафтеновые 820–860 и ароматические 860–900 кг/м 3 .

Плотность нефтяных фракций увеличивается по мере возрастания температурных пределов их выкипания.

Таблица 1.3

Плотность фракций нефти Ишимбаевского месторождения

Пределы выкипания, о С	Плотность, г/см 3	Пределы выкипания, о С	Плотность, г/см 3





		Сырая нефть

Плотность нефтепродуктов, вырабатываемых из определенных фракций нефти, соответственно составляет:

бензины – 730–760 кг/м 3 ;

керосины – 780–830 кг/м 3 ;

дизельные топлива – 840–850 кг/м 3 ;

мазут – 950 кг/м 3 ;

масла – 880–930 кг/м 3 .

Изменение плотности нефти в процессе ее добычи, сбора и подготовки, транспорта и хранения зависит от:

температуры;

давления;

Плотность нефти является классификационным параметром. В табл. 1.4 приведены типы нефти по плотности согласно .

В мировой торговой практике принято измерять добываемую и продаваемую нефть в баррелях, а ее плотность определять в градусах Американского нефтяного института – American Petroleum Institute (API) – при 60 °F, что соответствует 15,56 °С.

Плотность в градусах API – специальная функция относительной плотности (удельного веса), которую вычисляют по формуле :

(1.2)

Для России традиционно применение массовых единиц при расчетных операциях с подготовленной нефтью и нефтепродуктами.

Таблица 1.4

Наименование показателя	Норма для нефти типа

	особо легкая	легкая	средняя	тяжелая	битуминозная
Плотность, кг/м 3
	Не более 830,0				Более 895,0
	Не более 833,7				Более 898,4

Плотность, относительная плотность (удельный вес) или плотность в градусах API необходимы для пересчета измеренных объемов в объемы при стандартной температуре, при товарно-коммерческих операциях с нефтью, подготовленной к транспортированию по магистральным нефтепроводам, наливным транспортом для переработки и/или поставки на экспорт. Чем меньше плотность нефти, тем выше ее стоимость на мировом рынке.

В зависимости от требуемой точности плотность нефти определяют ареометром (точность до 0,001 г/см 3), гидростатическими весами Вестфаля-Мора (точность до 0,0005 г/см 3), пикнометром (точность до 0,00005 г/см 3) или автоматическими цифровыми плотномерами (точность от 0,0001 до 0,00001 г/см 3).

0,899, со степенью окрашивания 7,5 мж и кислотностью 0,640% бО,.

Традиционно Венесуэла являлась основным поставщиком котельных топлив для США, что обусловило неглубокую переработку нефти на большой части заводов (выход мазута свыше 50% на нефть). Удельный вес деструктивных процессов (термических и каталитического крекинга) на 1 января 1980 г. составлял 10,6%, а всего вторичных процессов - 34,7%.

Нефть Удельный вес при 15° С Температура застывания , С Температура самовоспламенения, С

Допустим, что множество X описывает качество нефти (удельный вес), а множество У - качество нефтепродуктов . Элементы множеств Хи У квантифицированы следующим образом

Выход на нефть, % Удельный вес. Содержание серы без очистки, % Высота некоптящего пламени, мм

В отношении температуры застывания встречающиеся в природе нефти чрезвычайно разнообразны. Так, например, грозненская парафинистая нефть удельного веса 0,838 застывает уже при тогда как грозненская

Как известно, испарением называется такой процесс парообразования, который происходит только с поверхности жидкости при любых температурных условиях . При испарении нефтей и нефтепродуктов, как и в случае других сложных смесей, в первую очередь испаряются, конечно, наиболее легкие их части. При этом, однако, в зависимости от условий, в которых происходит испарение, увлекаются также более или менее значительные количества более тяжелых компонентов, хотя бы температура кипения их намного отличалась от температурных условий испарения. Для иллюстрации этого явления интересен следующий опыт (Мэбери) нефть удельного веса 0,815, дававшая при перегонке 42% остатка выше 300°, была оставлена в плоской чашке при сильной струе воздуха через месяц ее удельный вес поднялся до 0,862, остаток же оставлял только 33,3% таким образом , в указанных условиях без всякого подогрева испарилось 8,7% фракций, перегонявшихся выше 300°.

Для исследования с глубины 1400 м из скважппы № 4 была взята сацхенисская нефть, удельный вес которой при температуре 10°С - 0,792.

Месторождение Мид-Континента, взятое в целом, по-видимому, еще и в настоящее время можно считать наиболее значительным месторождением нефти в мире . Оно включает в себя Ок.т1ахому, Канзас, Северный, Центральный и Западный Тексас , Северную Луизиану и Мексику. Продуктивные горизонты простираются от ордовикских слоев до миоцена. Мид-континентские нефти более тяжелые и содержат больше сернистых соединений и асфальтовых веществ , чем пенсильванские нефти . Удельный вес их изменяется в пределах 0,810-0,930, содержание серы в среднем составляет около 0,5%. Однако в нефтях Западного Тексаса и Арканзаса содержание серы обычно составляет от 1,0 до 1,5%. Большинство нефтей относится к парафиновым, поэтому они без труда могут быть использованы в качестве сырья для производства смазочных масел, но так как среди нефтей этого месторождения имеются и парафиновые и нафтеновые нефти , то нефти всего месторождения в целом могут характеризоваться как нефти смешанного основания.

Как правило, удельный вес нефти меньше 1, т. е. нефть легче воды. Удельный вес подавляюш его большинства нефтей находится в интервале 0,750-1,000. Однако имеются нефти, удельный вес которых несколько больше 1. Таковыми нефтями являются некоторые мексиканские нефти с уд. весом 1,060 и наша гурийская нефть (Закавказье) с уд. весом 1,038. Нефти, удельный вес которых больше 0,900, называются тяжелыми нефтями.

Чрезвычайно интересно изменение удельного веса нефтей одной и той же скважины в связи с ее глубиной. Так, в Бакинском районе в пределах одной и той же площади (Бинагады) имеется легкая нефть уд. веса 0,790 и тяжелая нефть уд. веса 0,930. В Галиции по соседству с нефтями уд. веса 0,750 имеются нефти уд. веса 0,950. В Японии рядом с нефтью уд. веса 0,805 имеются нефти удельного веса 0,988, т. е. близкого к 1, и т. д.

В каньоне Плацеритра в Южной Калифорнии, в 30 кл1 к северу от Лос-Анжелеса, в долине Санта-Клара, добывалась необыкновенно легкая нефть удельного веса 0,740-0,780 из косослоистых слюдистых кристаллических сланцев. Одна из заложенных здесь скважин давала добычу от 7 до 9 кг в день. Нужно думать, что нефть в кристаллические сланцы попала из залегающих по соседству (в расстоянии 200-400 м) третичных отложений , именно

Эта таблица показывает, что увеличение удельного веса масляных фракций различных нефтей , выкипающих в одних и тех же пределах, как правило, соответствует увеличению количества ароматических углеводородов . Из этого общего правила имеются исключения, которые зависят от строения тех или иных. углеводородов, составляющих данную фракцию. Например, из данных таблицы следует, что при равном содержании нафтенов во фракциях сураханской и доссорской нефтей и меньшем содержании ароматики во фракции сураханской нефти , удельный вес последней выше, чем у доссорской фракции. Это объясняется тем, что ароматические и нафтеновые углеводороды масляных фракций доссорской нефти содержат более длинные парафиновые боковые цепи , чем соответствующие углеводороды сураханской нефти . Далее,

Ориентировочно можно принять, что а каждую атмосферу давления при растворении газа в нефти удельный вес ее уменьшается, на 0,0001-0,0002, а объем ув еличквается на 0,1-0,15%. Кривые рис. 103 (Показывают, как изменяется вязкость нефти от Количества растворенного в лей газа.

Практически эта зависимость может быть установлена с помощью бомбы PVT. Типичная зависимость плотности (удельного веса) от температуры и давления, полученная экспериментальным путем для нефти удельного веса Yh = 0,852 zj M и с газовым фактором Г = 100 представлена на рис. 4.

Температура па выходе из печп легкого крекинга составляет 475-480°, па выходе из печи глубокого крекинга 515-530°. Ниже приведен примерный режим установки при работе на но-лугудроне туймазинской девонской нефти удельного веса 0,980, составляющем 33-35% на нефть.

Структуры 1а и Па как содержащие циклобутаповое кольцо маловероятны и потому неприемлемы что же касается остальных структур, то их присутствие в молекулах нефтяных смол и асфальтенов весьма возможно. Как видно из приведенных структур, Хиллмен и Барнетт не включают в свои схемы чисто ароматические конденсированные системы, между тем, как показали наши исследования, такие структуры играют довольно большую роль уже в высокомолекулярной углеводородной части нефтей. Удельный вес конденсированных ароматических ядер, особенно бициклических, значительно повышается в смолах и асфальтенах. Руководствуясь правиль-

Появление в надсолевых отложениях тяжелых

Поскольку основу нефти составляют углеводороды, то ее плотность обычно меньше единицы. Плотности нефтепродуктов существенно зависят от фракционного состава и изменяются в следующих пределах:

Под плотностью обычно понимают массу вещества, заключенную в единице объема. Соответственно размерность этой величины - кг/м 3 или г/см 3 .

Для характеристики нефти, как правило, используют величины относительной плотности.

Относительная плотность () - это безразмерная величина, численно равная отношению массы нефтепродукта (m н t ) при температуре определения к массе дистиллированной воды при 4 0 С (m в t) , взятой в том же объеме:

t 4 = m н t / (m в t)

Поскольку плотность воды при 4 0 С равна единице, то численное значение абсолютной плотности и относительной совпадают.

Наряду с плотностью в нефтехимии существует понятие относительного удельного веса (). Относительным удельным весом () называется отношение веса нефтепродукта при температуре определения к весу дистиллированной воды при 4С в том же объеме.

Совершенно очевидно, что при одной и той же температуре плотность и удельный вес численно равны друг другу.

В соответствии с ГОСТом в нашей стране принято определять плотность и удельный вес при температурах 15 и 20 0 С.

Зависимость плотности нефтепродуктов от температуры имеет линейный характер. Зная плотность нефти при температуре t градусов, можно найти ее плотность при 20 0 С:

204 = t4 + t (t - 20)

где t - температурная поправка к плотности на 1 град, находится по таблицам или может быть вычислены по формуле:

t = (18,310 - 13,233204)10-4

В ряде случаев эту формулу приводят в несколько измененном виде и называют формулой Д.И. Менделеева:

t4 = 204 - t (t - 20)

Таким образом, плотность нефтей и нефтепродуктов уменьшается с ростом температуры.

Все нефтепродукты представляют собой смеси углеводородов. Среднюю плотность нефтепродукта определяют по правилу смешения и аддитивности:

1 V 1 + 2 V 2 + … + 3 V 3 m 1 + m 2 + … + m 3

V 1 + V 2 + … + V 3 m 1 / 1 + m 2 / 2 + … + m 3 / 3

Определение плотности проводят с помощью ареометров или нефтеденсиметров, а также гидростатических весов Мора-Вестфаля или пикнометрическим методом. Последний метод определения считается наиболее точным.

Плотность большинства нефтей меньше единицы и колеблется в диапазоне от 0.80 до 0.90. Высоковязкие смолистые нефти имеют плотность близкую к единице. На величину плотности нефти оказывает существенное влияние наличие в ней растворенных газов, количество смолистых веществ и фракционный состав. Плотность фракций нефтей плавно увеличивается по фракциям.

Для углеводородов средних фракций нефти с одинаковым числом углеродных атомов плотность возрастает в следующем ряду:

н.алканы н.алкены изоалканы изоалкены алкилциклопентаны алкилциклогексаны алкилбензолы алкилнафталины

Для бензиновых фракций плотность заметно увеличивается с увеличением количества бензола и его гомологов.

Для нефти и нефтепродуктов плотность является нормируемым показателем качества.

Молекулярный вес нефти и нефтепродуктов имеет лишь усредненное значение и зависит от состава и количественного соотношения компонентов смеси (М ср.) - усред. зн. ММ

Нетрудно определить, что первый представитель жидких углеводородов, входящих в состав нефти, - пентан, имеет молекулярную массу 72. У смолистых веществ она может достигать величины 1.5 - 2.0 тыс. у. е. Для большинства нефтей средняя молекулярная масса находится в пределах 250-300 у. е. По мере увеличения диапазона кипения нефтяных фракций молекулярная масса (М ср. ) плавно увеличивается от 90 (для фракции 50-100 0 С) до 480 (для 550-600 0 С).

Для упрощенных технологических расчетов существует формула Войнова:

М ср. = а + bt + ct 2 cр. (t ср. - средняя температура кипения)

В частности, для алканов эта формула имеет вид:

Мср. = 60 + 0.3 tср. + 0.001 t2cр.

За рубежом для характеристики молекулярной массы нефтей и нефтепродуктов нередко используют формулу Крега, в которой фигурирует значение плотности при 15 0 С:

Мср. = 44.2915/(1.03 - 15)

Для более точного определения среднего молекулярного веса нефтепродуктов пользуются экспериментальными данными, полученными криоскопическим и эбулеоскопическим методами.

Для технологических расчетов молекулярной массы используют специальные графики зависимости средней молекулярной массы от средней температуры кипения или плотности нефти.

Молекулярные веса отдельных нефтяных фракций обладают свойством аддитивности, поэтому, зная молекулярную массу отдельных компонентов и их содержание в смеси, можно рассчитать средний молекулярный вес нефтепродуктов:

М ср. = M 1 n 1 + M 2 n 2 + M 3 n 3 + …

температура нефть плотность молекулярный

Вязкость (или внутреннее трение) нефти и нефтепродуктов зависит от химического и фракционного состава. Различают динамическую (Ю) и кинематическую () вязкость (из физики = Ю /).

Динамическая вязкость (Ю) или внутреннее трение - это свойство реальных жидкостей оказывать сопротивление сдвигающим касательным усилиям. Это свойство проявляется при движении жидкостей. Единица измерения - н*с/м 2 .

Динамическую вязкость иногда характеризуют как сопротивление, которое оказывает жидкость при относительном перемещении двух слоев.

Кинематическая вязкость () - величина, равная отношению динамической вязкости (Ю) к ее плотности () при той же температуре, т.е. = Ю /

Кинематическая вязкость нефтей различных месторождений изменяется в широких пределах (от 2 до 300 сст - сантистокс при 20 0 С). Однако средняя вязкость большинства нефтей составляет величину от 40 до 60 сст.

Кинематическая вязкость является важнейшей характеристикой нефтяных смазочных масел, поскольку именно от величины вязкости зависит способность смазочного масла обеспечивать необходимый гидродинамический режим смазки. Неслучайно для смазочных масел, предназначенных для определенного вида машин и механизмов, величина вязкости (50 и 100 ) является главной нормирующей составляющей.

Определение кинематической вязкости проводят в стеклянных вискозиметрах, снабженных калиброванными капиллярами.

Для ряда нефтепродуктом нормированным параметром является так называемая условная вязкость, определяемая в металлических вискозиметрах.

Условной вязкостью называется отношение времени истечения из вискозиметра 200 мл нефтепродукта при температуре испытания ко времени истечения 200 мл дистиллированной воды при 20 0 С. Условная вязкость - величина относительная, безразмерная и выражается в условных градусах (0 ВУ).

Между величинами условной и кинематической вязкостью выведена эмпирическая зависимость:

для Ю от 1 до 120 сст t = (7.24 ВУ t - 6.25/ВУ t) или t = (7.31 ВУ t - 6.31/ВУ t)

для Ю > 120 сст t = 7.4 ВУ t .

Для нефтяных фракций по мере увеличения их молекулярного веса и температуры кипения вязкость значительно возрастает. Так, например, вязкость бензинов при 20 0 С приблизительно равна 0.6 сст, а вязкость остаточных масел 300-400 сст.

Следует помнить, что вязкость масел не обладает свойством аддитивности. Поэтому вязкость смеси масел нельзя определить расчетным путем как средневзвешенную величину. Для определения вязкости смесей пользуются специальными номограммами. По этим номограммам (кривым) можно установить в каких соотношениях следует смешать компоненты для получения масел с заданной вязкостью.

Значение вязкости сильно зависит от температуры. При низких температурах вязкость нефтепродуктов значительно повышается и наоборот. Поскольку многие масла и другие нефтепродукты эксплуатируются в широком диапазоне температур, то характер температурной кривой вязкости служит для них важной качественной характеристикой. Чем эта кривая (зависимость) более пологая, тем выше качество масла.

Зависимость вязкости от температуры описывается эмпирической формулой Вальтера:

lg = A - B lgT

где А и В- постоянные величины.

Для оценки вязкостно-температурных свойств нефтяных масел применяют следующие показатели:

отношение вязкости при 50 0 С к вязкости при 100 0 С (50 / 100 );

температурный коэффициент вязкости (ТКВ). Его определяют в диапазоне от 0 до 100 0 С и от 20 до 100 0 С по формулам:

ТКВ 0-100 =(0 - 100 )/ 50 и ТКВ 20-100 =1.25 ( 20 - 100 )/ 50

индекс вязкости - условный показатель, представляющий собой сравнительную характеристику испытуемого и эталонного масла. Обычно рассчитывается по специальным таблицам на основании значения кинематической вязкости при 50 и 100 0 С. В частности, его определяют как отношение значений кинематической вязкости нефтепродукта при 50 и 100 0 С, соответственно.

Основные физические свойства и характеристики нефти и нефтепродуктов

Нефть (от персидского нефт – вспыхивать, воспламеняться) – горючая, маслянистая жидкость со специфическим запахом от светло-коричневого (почти бесцветного) до темно-бурого (почти черного) цвета.

В настоящее время в России действует государственный стандарт Р , в котором прописаны основные характеристики нефтей, добываемых на территории Российской Федерации.

В соответствии с этим стандартом приняты 2 определения нефти:

Сырая нефть – жидкая природная ископаемая смесь углеводородов широкого физико-химического состава, которая содержит растворенный газ, воду, минеральные соли, механические примеси и служит основным сырьем для производства жидких энергоносителей (бензина, керосина, дизельного топлива, мазута), смазочных масел, битума и кокса.

Товарная нефть – нефть, подготовленная к поставке потребителю в соответствии с требованиями действующих нормативных и технических документов, принятых в установленном порядке.

С химической точки зрения нефть представляет собой сложную смесь органических соединений, основу которой составляют углеводороды различного строения. Состав и строение нефти различных месторождений нередко сильно отличаются друг от друга. В этой связи практически невозможно охарактеризовать нефть четкими

К основным характеристикам нефти и нефтепродуктов относятся:

1) плотность;

2) молекулярная масса (вес);

3) вязкость;

4) температуры вспышки, воспламенения и самовоспламенения;

5) температуры застывания, помутнения и начала кристаллизации;

6) электрические или диэлектрические свойства;

7) оптические свойства;

8) растворимость и растворяющая способность.

Плотность нефти и нефтепродуктов.

(плотность 0.800-0.950 г/см3)	Бензин (плотность 0.710-0.750 г/см3)
Керосин (плотность 0.750-0.780 г/см3)
Дизельное топливо (пл. 0.800-0.850 г/см3)
Масляные погоны (пл. 0.910-0.980 г/см3)
Мазут (плотность ~ 0.950 г/см3)
Гудрон (плотность 0.990-1.0 г/см3)
Смолы (плотность > 1.0 г/см3)

Под плотностью обычно понимают массу вещества, заключенную в единице объема. Соответственно размерность этой величины – кг/м3 или г/см3.

Для характеристики нефти, как правило, используют величины относительной плотности.

Относительная плотность (r ) – это безразмерная величина, численно равная отношению массы нефтепродукта (m н t ) при температуре определения к массе дистиллированной воды при 40С (m в t ) , взятой в том же объеме:

r t 4 = m н t / (m в t )

Поскольку плотность воды при 40С равна единице, то численное значение абсолютной плотности и относительной совпадают.

Наряду с плотностью в нефтехимии существует понятие относительного удельного веса (g ). О тносительным удельным весом (g ) называется отношение веса нефтепродукта при температуре определения к весу дистиллированной воды при 4°С в том же объеме.

Совершенно очевидно, что при одной и той же температуре плотность и удельный вес численно равны друг другу.

В соответствии с ГОСТом в нашей стране принято определять плотность и удельный вес при температурах 15 и 200 С.

r 20 4 = r t 4 + D t · (t - 20)

где D t – температурная поправка к плотности на 1 град, находится по таблицам или может быть вычислены по формуле:

D t = (18,310 – 13,233 · r 20 4 ) · 10-4

В ряде случаев эту формулу приводят в несколько измененном виде и называют формулой:

r t 4 = r 20 4 - D t · (t - 20)

Таким образом, плотность нефтей и нефтепродуктов уменьшается с ростом температуры.

r 1 V 1 + r 2 V 2 + … + r 3 V 3 m 1 + m 2 + … + m3

r ср. = --- или r ср. = ---

V 1 + V 2 + … + V 3 m 1 / r 1 + m 2 / r 2 + … + m 3 / r 3

Определение плотности проводят с помощью ареометров или нефтеденсиметров , а также гидростатических весов Мора-Вестфаля или пикнометрическим методом. Последний метод определения считается наиболее точным.

н. алканы ® н. алкены ® изоалканы ® изоалкены ® алкилциклопентаны ® алкилциклогексаны ® алкилбензолы ®алкилнафталины

Для бензиновых фракций плотность заметно увеличивается с увеличением количества бензола и его гомологов.

Для нефти и нефтепродуктов плотность является нормируемым показателем качества.

Молекулярная масса (молекулярный вес).

Молекулярный вес нефти и нефтепродуктов имеет лишь усредненное значение и зависит от состава и количественного соотношения компонентов смеси(Мср.)-усред. зн. ММ

Нетрудно определить, что первый представитель жидких углеводородов, входящих в состав нефти, - пентан, имеет молекулярную массу 72. У смолистых веществ она может достигать величины 1.5 – 2.0 тыс. у. е. Для большинства нефтей средняя молекулярная масса находится в пределах 250-300 у. е. По мере увеличения диапазона кипения нефтяных фракций молекулярная масса (Мср.) плавно увеличивается от 90 (для фракции 50-1000С) до 480 (для С).

Для упрощенных технологических расчетов существует формула Войнова:

Мср. = а + bt + ct 2 c р. (t ср. – средняя температура кипения)

В частности, для алканов эта формула имеет вид:

Мср. = 60 + 0.3 t ср. + 0.001 t 2 c р.

Мср. = 44.29 ·r 15 /(1.03 - r 15 )

Мср.= M 1 n 1 + M 2 n 2 + M 3 n 3 + …

Связь между молекулярной массой и относительной плотностью нефтяных фракций определяется по формуле Крега:

44.29 r 15

1.03- r 15

Вязкость (или внутреннее трение) нефти и нефтепродуктов зависит от химического и фракционного состава. Различают динамическую (ή) и кинематическую ( n ) вязкость (из физики n = ή / r ).

Динамическая вязкость (ή) или внутреннее трение – это свойство реальных жидкостей оказывать сопротивление сдвигающим касательным усилиям. Это свойство проявляется при движении жидкостей. Единица измерения - н с / м2 .

Кинематическая вязкость ( n ) – величина, равная отношению динамической вязкости (ή) к ее плотности (r ) при той же температуре, т. е.n = ή / r

Кинематическая вязкость нефтей различных месторождений изменяется в широких пределах (от 2 до 300 сст – сантистокс при 200С). Однако средняя вязкость большинства нефтей составляет величину от 40 до 60 сст.

Кинематическая вязкость является важнейшей характеристикой нефтяных смазочных масел, поскольку именно от величины вязкости зависит способность смазочного масла обеспечивать необходимый гидродинамический режим смазки. Неслучайно для смазочных масел, предназначенных для определенного вида машин и механизмов, величина вязкости (g 50 и g 100 ) является главной нормирующей составляющей.

Для ряда нефтепродуктом нормированным параметром является так называемая условная вязкость , определяемая в металлических вискозиметрах.

Условной вязкостью называется отношение времени истечения из вискозиметра 200 мл нефтепродукта при температуре испытания ко времени истечения 200 мл дистиллированной воды при 200С. Условная вязкость – величина относительная, безразмерная и выражается в условных градусах (0ВУ).

Между величинами условной и кинематической вязкостью выведена эмпирическая зависимость:

для ή от 1 до 120 сст n t = (7.24 ВУ t – 6.25/ВУ t ) илиn t = (7.31 ВУ t – 6.31/ВУ t )

для ή > 120 сст n t = 7.4 ВУ t .

Для нефтяных фракций по мере увеличения их молекулярного веса и температуры кипения вязкость значительно возрастает. Так, например, вязкость бензинов при 200С приблизительно равна 0.6 сст , а вязкость остаточных масел 300-400 сст .

Следует помнить, что вязкость масел не обладает свойством аддитивности. Поэтому вязкость смеси масел нельзя определить расчетным путем как средневзвешенную величину. Для определения вязкости смесей пользуются специальными номограммами. По этим номограммам (кривым) можно установить в каких соотношениях следует смешать компоненты для получения масел с заданной вязкостью.

Зависимость вязкости от температуры описывается эмпирической формулой Вальтера:

lg [ lg (n t + 0.6)] = A – B lgT

где А и В - постоянные величины.

Для оценки вязкостно-температурных свойств нефтяных масел применяют следующие показатели:

1) отношение вязкости при 500С к вязкости при 1000С (g 50 / g 100 ) ;

2) температурный коэффициент вязкости (ТКВ). Его определяют в диапазоне от 0 до 1000 С и от 01.01.01 С по формулам:

ТКВ0-100=(n 0 - n 100 )/ n 50 и ТКВ20-100=1.25(n 20 - n 100 )/ n 50

3) индекс вязкости – условный показатель, представляющий собой сравнительную характеристику испытуемого и эталонного масла. Обычно рассчитывается по специальным таблицам на основании значения кинематической вязкости при 50 и 1000 С. В частности, его определяют как отношение значений кинематической вязкости нефтепродукта при 50 и 1000 С, соответственно:

I = n 50 / n 100

Температуры вспышки, воспламенения и самовоспламенения

Продукты нефтепереработки относятся к числу пожароопасных веществ. Пожароопасность керосинов, масел, мазутов и других тяжелых нефтепродуктов оценивается температурами вспышки и воспламенения.

Температурой вспышки называется температура, при которой пары нефтепродукта, нагреваемого в определенных стандартных условиях, образуют с окружающим воздухом взрывчатую смесь и вспыхивают при поднесении к ней пламени. Следует отметить, что при определении температуры вспышки бензинов и легких нефтей определяют верхний предел взрываемости, а для остальных нефтепродуктов – нижний.

Температура вспышки зависит от фракционного состава нефтепродуктов. Чем ниже пределы перегонки нефтепродукта, тем ниже и температура вспышки. В среднем температура вспышки бензинов находится в пределах от –30 до –400С, керосинов 30-600С, дизельных топлив 30-900С и нефтяных масел С. По температуре вспышке можно судить о наличии примесей более низкокипящих фракций в тех или иных товарных или промежуточных нефтепродуктах.

Температурой воспламенения называется температура, при которой нагреваемый в определенных условиях нефтепродукт загорается при поднесении к нему пламени и горит не менее 5 секунд. Температура воспламенения всегда выше температуры вспышки. Чем тяжелее нефтепродукт, тем больше эта разница. При наличии в маслах летучих примесей эти температуры сближаются.

Температурой самовоспламенения называется температура, при которой нагретый нефтепродукт в контакте с воздухом воспламеняется самопроизвольно без внешнего пламени. Температура самовоспламенения нефтепродуктов зависит и от фракционного состава и от преобладания углеводородов того или иного класса. Чем ниже пределы кипения нефтяной фракции, тем она менее опасна с точки зрения самовоспламенения. Температура самовоспламенения уменьшается с увеличением среднего молекулярного веса нефтепродукта. Тяжелые нефтяные остатки самовоспламеняются при С, а бензины только при температуре выше 5000С.

При появлении внешнего источника пламени (огня или икры) положение резко меняется, и легкие нефтепродукты становятся взрыво - и пожароопасными.

Из углеводородов самыми высокими температурами самовоспламенения характеризуются ароматические углеводороды.

Температуры застывания, помутнения и начала кристаллизации.

Нефть и нефтепродукты не являются индивидуальными веществами, а представляют собой сложную смесь органических соединений. Поэтому они не имеют определенной температуры перехода из одного агрегатного состояния в другое . Влияние температуры на агрегатное состояние нефти и нефтепродуктов имеет важное значение при их транспортировке и эксплуатации.

Низкотемпературные свойства нефти, дизельных и котельных топлив , а также нефтяных масел характеризуются температурой застывания. Карбюраторные, реактивные и дизельные топлива характеризуются температурой помутнения. Карбюраторные и реактивные топлива, содержащие ароматические углеводороды, характеризуются температурой начала кристаллизации. Указанные характеристики не являются физическими константами, однако достаточно четко определяют температурный диапазон практического применения соответствующих нефтепродуктов.

Температура застывания характеризует возможную потерю текучести нефтепродукта в зоне низких температур. Чем больше содержание парафинов (твердых углеводородов), тем выше температура застывания нефтепродукта. Следует отметить, что потеря текучести может быть связана и с увеличением вязкости продукта с понижением температуры. Например, кинематическая вязкость остаточного авиамасла при 500 С равна 2 ст , при 00 С – 130 ст , а при –250С она повышается до 3500 ст . При такой высокой степени вязкости масло теряет подвижность и его невозможно прокачивать.

Температура помутнения указывает на склонность топлива поглощать при низких температурах влагу из воздуха (это особенно опасно для авиационных топлив, поскольку образующиеся кристаллики льда могут засорять топливоподающую аппаратуру, что может привести к трагедии).

Температура начала кристаллизации карбюраторных и реактивных топлив не должна превышать –600С. По этой причине в зимних сортах бензина нежелательно наличие высокого содержания ароматических углеводородов. При повышенном содержании бензола и некоторых других ароматических углеводородов эти высокоплавкие соединения могут выпадать из топлива в виде кристаллов, что приводит к засорению топливных фильтров и остановке двигателя.

Электрические (диэлектрические) свойства нефти.

Безводная нефть и нефтепродукты являются диэлектриками (диэлектрическая проницаемость нефти ~2; для сравнения у стекла она ~7-8). У безводных чистых нефтепродуктов электропроводность совершенно ничтожна, что имеет важное практическое значение и применение. Так, твердые парафины применяются в электротехнической промышленности в качестве изоляторов, а специальные нефтяные масла (конденсаторное, трансформаторное) – для заливки трансформаторов, конденсаторов и другой аппаратуры, например, для наполнения кабелей высокого давления (изоляционное масло С-220).

Высокие диэлектрические свойства нефтепродуктов способствуют накоплению на их поверхности зарядов статического электричества. Их разряд может вызвать искру, а следовательно и загорание нефтепродукта. Надежным методом борьбы с накоплением статического электричества является заземление всех металлических частей аппаратуры, насосов, трубопроводов и т. п.

Оптические свойства нефти.

Оптическим характеристикам нефти относятся цвет, флуоресцентную и оптическую активность.

Углеводороды нефти бесцветны . Тот или иной цвет нефти придают содержащиеся в них смолы и асфальтены, а также некоторые сернистые соединения. Чем тяжелее нефть, тем больше содержится в ней смолисто-асфальтеновых веществ, и тем она темнее.

Флуоресценцией называется свечение в отраженном свете. Это явление характерно для сырой нефти и нефтепродуктов. Причины флуоресценции нефти точно не известны. Не исключено, что это связано с наличием в нефти полиядерных ароматических углеводородов или примесей. Не случайно, глубокая очистка нефти ликвидирует флуоресценцию.

Под оптической активностью нефтепродуктов, как и других органических соединений, понимают их способность вращать плоскость поляризации света. Большинство нефтей вращают плоскость поляризации вправо, т. е. содержат в своем составе правовращающие изомеры. Практического значения это свойство нефти не имеет.

Для количественной характеристики оптических свойств нефти и нефтепродуктов нередко используют показатель преломления (n 20 D ) , удельную рефракцию (r ), рефрактометрическую разность (Ri ) , удельную дисперсию (d ).

Удельная рефракция ( r ) определяется формулой Л. Лоренца и Г. Лоренца:

r = (n 2 D –1)/ (n 2 D +2) r

или формулой Гладсона-Дейля:

r = (nD –1)/ r

(в обоих формулах значения показателя преломления и плотности берутся для одной и той же температуре).

Рефрактометрическая разность (интерцепт рефракции) Ri также связан с плотностью и показателем преломления:

Ri = n 20 D - r 20 4 /2

Эта константа имеет постоянное значение для отдельных классов углеводородов, например, алканы – 1.0461; мноциклические углеводороды – 1.0400; полициклические – 1.0285; ароматические – 1.0627 и т. п.

Удельная дисперсия ( d ) характеризует отношение разности показателей преломления для двух различных частей спектра к плотности:

d = (nF - nc ) 104/ r

где nF и nc - показатели преломления для голубой и красной линий водорода соответственно (l = 4861 ммк и 6563 ммк ).

Растворимость и растворяющая способность нефти.

Нефть и жидкие углеводороды хорошо растворяют йод, серу, сернистые соединения, различные смолы, растительные и животные жиры. Это свойство нефтепродуктов широко используется в технике. Не случайно, на основе нефтепродуктов производят большое число высококачественных растворителей для лакокрасочной, резиновой и других отраслей промышленности.

Нефть также хорошо растворяет газы (воздух, оксид и диоксид углерода, сероводород, газообразные алканы и т. п.).

В воде ни нефть, ни углеводороды практически не растворимы. Из углеводородов худшая растворимость в воде у алканов, в несколько большей степени растворимы в воде ароматические углеводороды.

Следует помнить, что любая система растворитель - растворяемое вещество характеризуется критической температурой растворения (КТР) , при которой и выше которой наступает полное растворение. Причем, если в смеси находятся вещества, растворяющиеся в данном растворителе при разных температурах, то появляется возможность их количественного разделения.

ЛИТЕРАТУРА

1. Химия нефти/ под редакцией. Л.: Химия, 1984.

2. Петров нефти. М: Химия, 1984.

3. , Рудин и технология нефти и газа. Л.: Наука, 1985.

4. Пэрэушану В., Коробя М., Муска Г. Производство и использование углеводородов. M.: Мир, 1987.

5. Лебедев и технология основного органического и нефтехимического синтеза. М.: Химия, 1988.

6. Химия нефти и газа/ под ред. В.А. Проскурякова и. Л.: Химия, 1989.

7. Новые процессы органического синтеза. М.: Химия, 1989.

8. Данилов и добавки. М., Химия, 1996.

9. Данилов присадок в топливах для автомобилей. Химия, 2000.

10. Данилов в химмотологию. М., Техника, 2003.

11. Поконова Ю. Нефть и нефтепродукты. СПб, Из-во Промис, 2003.

12. Рябов нефти и газа. М., Техника, 2004.

13. Крылов катализ. М., Академкнига, 2004.

14. , Хавкин. Глубокая переработка нефти: технологический и экологический аспекты. М., Техника. 2004.

15. Журнал Всесоюзного химического общества им. Д.И. Менделеева. 1989. Т.34. №6; 2003. Т.48. №6.

16. Обзорные и оригинальные статьи в журналах “Успехи химии”, “Нефтехимия”, “Прикладная химия”, “Химическая технология” и др.

17. Электронные ресурсы: www. *****/books или elibrary. *****/index. phtml или chemtox. da. ru/ books

Удельный вес нефти зависит от нескольких причин: во-пер-вых, от содержания легкокипящих фракций, обладающих низ-кими удельными весами, во-вторых, от содержания смолистых веществ с высокими удельными весами (около 1) и, в-третьих, от типа преобладающих в нефти углеводородов. В количествен-ном отношении влияние легкокипящих компонентов значитель-нее, чем влияние смол, так как разница в удельных весах легко-кипящих компонентов и средних фракций нефти выше, чем раз-ница между плотностями смол и средних фракций. Третья при-чина — характер преобладающих в нефти углеводородов, имеет значение главным образом для сравнения более или менее широ-ких нефтяных фракций с одинаковыми границами кипения.

Удельный вес нефти в среднем колеблется от 0,82 до 0,90, хотя известно много примеров, когда величина удельного веса поднимается почти до 1 или падает до 0,76. Последние случаи относятся к так называемым фильтрованным нефтям, или нефтям газоконденсатного происхождения; в таких нефтях отсутствуют высококипящие фракции, а сами нефти не могут рассматриваться как обладающие нормальными свойствами.

Величина удельного веса нефти и ее продуктов всегда опре-деляется при 20° С и относится к воде при 4° С. Температурный коэффициент расширения нефти довольно значителен и обычно выше для нефтей низкого удельного веса. Поправка, необходимая для приведения удельного веса к стандартной температуре в 20° С, различна для разных фракций нефти. Она может достигать вели-чины в 0,000897 для фракций с удельным весом около 0,70 и до 0,00063 для фракций с удельным весом около 0,90 на 1°. Для ароматических углеводородов эта поправка очень высока: для бензола 0,001067 на один градус и для толуола 0,000916. Если для какого-либо нефтяного продукта найден удельный вес при 14° С, равный 0,8244, то для вычисления удельного веса при 20° С надо вычесть из найденной величины ту, которая соответ-ствует для этого удельного веса поправке на 1°, помноженной на разность температур в градусах. Поправка по табл. 1 соста-вляет 0,000738, поэтому окончательный итог выражается:

8244 — 0,000738 (20—14) = 0,8200 г/мл.

Таблица 1

Температурные поправки удельных весов нефтяных фракций на 1° С

Уд. вес	Поправка	Уд. вес	Поправка
0,700-0,710	0,000897	0,850—0,860	0,000699
0,710-0,720	0,000884	0,860—0,870	0,000686
0,720-0,730	0,000870	0,870-0,880	0,000673
0,730—0,740	0,000857	0,880—0,890	0,000660
0,740-0,750	0,000844	0,890-0,900	0,000647
0,750-0,760	0,000831	0.900-0,910	0,000633
0,760—0,770	0,000818	0,910—0,920	0,000620
0,770—0,780	0,000805	0,920—0 930	0,000607
0,780—0,790	0,000792	0,930— 0,940	0,000594
0,790—0,800	0,000778	0,940—0,950	0,000581
0,800—0,810	0,000765	0,950—0,960	0,000567
0,810—0,820	0,000752	0,960—0,970	0,000554
0,820—0,830	0,000738	0,970—0,980	0,000541
0,830-0,840	0,000725	0,980-0,990	0,000528
0,840—0,850	0,000712	0,990—1,000	0,000515

Для приведения удельного веса, определенного при темпера-туре выше 20° С, поправка прибавляется.

Данные приведенной таблицы имеют приблизительный харак-тер и ими пользуются в технических целях. Для узких нефтяных фракций, состав которых неизвестен, удобнее пользоваться пря-мым определением, так как табличные данные не учитывают химическую природу исследуемой фракции, хотя хорошо изве-стно, что поправка зависит от природы углеводородов.

Очень большое научное значение имеет удельный вес нефти из различных горизонтов одного и того же месторождения, т. е. отнесенный к различным глубинам. В этом отношении нефти можно разбить на три класса: 1) нефти, показывающие падение удельного веса с глубиной нефтяного горизонта; 2) нефти, пока-зывающие повышение удельного веса с глубиной, и 3) нефти, в которых удельный вес то падает, то повышается, т. е. не показывает определенной тенденции к изменению. Давно было подмечено, что во многих случаях удельный вес падает с глубиной. Статистическая обработка по материалам 250 место-рождений, проведенная А. А. Карцевым, показала, что к пер-вому классу из 250 нефтей относится 175 (70%), ко второму всего 30, или 12 %. Остальные относятся к третьему классу.

Таким образом, закономерность падения удельного веса с глу-биной проявляется весьма отчетливо. Причина этого явления усматривалась, в случае нефтей первого класса, в испарении нефтей, близких к поверхности, что должно было привести к уве-личению удельного веса. Наоборот, повышение удельного веса с глубиной рассматривалось как результат насыщения верхних нефтяных горизонтов газами и парами легких углеводородов из нижних горизонтов. Обе эти гипотезы не в состоянии объяс-нить причину перемежающихся удельных весов, хотя таких нефтей третьего класса известно достаточно много. Высказанные гипотезы, возможно, и имеют частичное значение в отдельных случаях, но их трудно распространить на все нефтяные месторо-ждения, так как ни испарение нефти, по существу дела явление вообще довольно сомнительное, ни обогащение ее легкими фрак-циями не могут иметь регионального характера, так как в луч-шем случае зависят от местных геологических условий.

Весь вопрос получил совершенно иное освещение, когда на ряде примеров было установлено, что удельный вес древних нефтей почти всегда ниже, чем у нефтей молодого геологического возраста. В связи с тем, что древние нефти имеют преимуще-ственно метановый тип, высказано было предположение, что на больших глубинах залегает нефть, в большей мере испытавшая метаморфизм под влиянием различных факторов вроде темпера-туры, каталитических влияний вмещающих пород и фактора времени, т. е. продолжительности существования нефти, которое, естественно, должно быть выше в случае древних нефтей.

Такой чисто геологический подход к решению вопроса об удельном весе нефти едва ли соответствует действительности. Известно, например, что нефти Северного Кавказа относятся к метановому типу, хотя возраст их не выше третичного. С другой стороны, известны и такие случаи, когда нефть залегает в очень древних отложениях и тем не менее обладает высоким удельным весом. Наконец, случаи, когда удельный вес по мере углубления то повышается, то понижается, трудно объяснить одними гео-логическими причинами, и в частности, фактом продолжитель-ности существования. Поэтому один геологический возраст сам по себе не может иметь решающего значения и имеет лишь стати-стический характер, так как понятно, что нефти, пролежавшие в недрах громадные промежутки времени, отделяющие наше время от древних геологических периодов, в большей мере могла испытать влияние и других факторов, кроме чисто геологических (в смысле возраста). Факторы превращения нефти могли иметь и случайный характер, но в течение громадных промежутков времени эта случайность неизбежно должна была превратиться в вероятность. В настоящее время уже известны и ближайшие причины падения удельного веса с глубиной: это, прежде всего, накопление легких фракций и появление в нефти возрастающих количеств метановых углеводородов.

Изменение удельного веса нефти в сторону его повышения в некоторых частных случаях можно объяснить осмолением нефти независимо от ее поверхностного испарения. Дело в том, что в нефтяных водах, сопровождающих нефть, могут развиваться особые виды анаэробных микроорганизмов, частично питающихся углеводородами, которые при этом частично превращаются в смо-листые вещества. Поэтому нефти, находящиеся в контакте с во-дами особого солевого состава, иногда показывают повышение удельного веса по глубине или по простиранию месторождения.

Такой механизм осмоления с некоторыми допущениями может быть приемлем для небольших залежей. Однако для крупных залежей, содержащих большие запасы нефти с ограниченной поверхностью водо-нефтяного контакта, трудно допустить бак-териальную переработку всей массы углеводородов.

Сейчас все более становится ясным, что тяжелая нефть на поверхности раздела с водой предохраняет основную массу от воздействия окислительных факторов. Обычно зона тяжелых нефтей в краевых частях залежи имеет очень ограниченное про-тяжение, за пределами которой располагается нефть с меньшим удельным весом.

В тех случаях, когда углеводородный состав не испытывает серьезных изменений от краевых к центральным частям залежи, механизм утяжеления нефти может быть хорошо объяснен грави-тационными причинами. Часть смолистых веществ, находящихся в субколлоидальном состоянии, склонна под действием сил тяго-тения опускаться вниз по падению нефтяного пласта к водо-нефтяному компоненту.

Материалы по теме:

Карта сайта