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
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.
Поскольку основу нефти составляют углеводороды, то ее плотность обычно меньше единицы. Плотности нефтепродуктов существенно зависят от фракционного состава и изменяются в следующих пределах:
|
(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.
Зависимость плотности нефтепродуктов от температуры имеет линейный характер. Зная плотность нефти при температуре t градусов, можно найти ее плотность при 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.
Все нефтепродукты представляют собой смеси углеводородов. Среднюю плотность нефтепродукта определяют по правилу смешения и аддитивности:
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.
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.
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.
За рубежом для характеристики молекулярной массы нефтей и нефтепродуктов нередко используют формулу Крега, в которой фигурирует значение плотности при 150С:
Мср. = 44.29 ·r 15 /(1.03 - r 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:
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 .
Динамическую вязкость иногда характеризуют как сопротивление, которое оказывает жидкость при относительном перемещении двух слоев.
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.
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 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.
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 [ 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
Цель работы: изучение методов определения плотности нефти, определение плотности нефти при температуре опыта и пересчете результатов на плотность при температуре 20ºС и 15ºС. ГОСТ 3900-85 «Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности», ГОСТ Р 8599-2003 «Плотность и объем нефти. Таблицы коэффициентов пересчета плотности и массы».
I. Теоретическая часть
Плотность – не основной параметр для оценки качества нефтепродуктов и лишь в известной степени характеризует их состав, однако она имеет большое практическое значение при определении качества нефтей и нефтепродуктов по объему при учетно-расчетных операциях. Учет количества в объемных единицах не совсем удобен, так как объем жидкости зависит от температуры, которая может изменяться в широких пределах. Зная объем и плотность, можно при отпуске, приме и учете нефти и нефтепродуктов выражать их количество в массовых единицах.
Плотность входит составной частью в различные константы, характеризующие химический состав и свойства нефтепродуктов. Для некоторых продуктов – топлив для реактивных двигателей, мазутов, газотурбинных топлив, осветительных керосинов, бензинов-растворителей, авиационных и дизельных масел – плотность является нормируемым показателем.
Плотностью называется количество покоящейся массы, заключенной в единице объема.
Единицей плотности в системе СИ является кг/м 3 .
Удельный вес нефти - отношение веса нефти к его объему. Единицей удельного веса в системе СИ является Н/м 3 .
Плотность вещества и его удельный вес часто численно совпадают, однако нельзя забывать, что физический смысл этих величин различен.
В исследовательской практике определяется относительная плотность нефтепродуктов.
Относительной плотностью называется отношение плотности нефти или нефтепродукта при 20°С к плотности дистиллированной воды (эталонного вещества) при 4°С, то есть отношение массы нефти или нефтепродукта при 20°С к массе такого же объема дистиллированной воды при 4°С. Относительную плотность обозначают .
Плотность нефти и нефтепродукта зависит от температуры. С повышением температуры их плотность снижается. Зависимость плотности от температуры основана на линейном законе, выраженном формулой Менделеева:
,
где - относительная плотность при температуре анализа;
Относительная плотность при 20°С;
γ - средняя температурная поправка плотности на 1°С;
t - температура, при которой проводится анализ, °С.
Температурную поправку рассчитывают по формуле:
Значения поправки γ приведены в таблице 1.
Таблица 1
Средние температурные поправки γ плотности на 1°С для нефтей и
нефтепродуктов
| Плотность | Поправка γ | Плотность | Поправка γ |
| 0,6900-0,6999 | 0,000910 | 0,8500-0,8599 | 0,000699 |
| 0,7000-0,7099 | 0,000897 | 0,8600-08699, | 0,000686 |
| 0,7100-0,7199 | 0,000884 | 0,8700-0,8799 | 0,000673 |
| 0,7200-0,7299 | 0,000870 | 0,8800-0,8899 | 0,000660 |
| 0,7300-0,7399 | 0,000857 | 0,8900-0,8999 | 0,000647 |
| 0,7400-0,7499 | 0,000844 | 0,9000-0,9099 | 0,000633 |
| 0,7500-0,7599 | 0,000831 | 0,9100-0,9199 | 0,000620 |
| 0,7600-0,7699 | 0,000818 | 0,9200-0,9299 | 0,000607 |
| 0,7700-0,7779 | 0,000805 | 0,9300-0,9399 | 0,000594 |
| 0,7800-0,7899 | 0,000792 | 0,9400-0,9499 | 0,000581 |
| 0,7900-0,7999 | 0,000778 | 0,9500-0,9599 | 0,000567 |
| 0,8000-0,8099 | 0,000765 | 0,9600-0,9699 | 0,000554 |
| 0,8100-0,8199 | 0,000752 | 0,9700-0,9799 | 0,000541 |
| 0,8200-0,8299 | 0,000738 | 0,9800-0,9899 | 0,000528 |
| 0,8300-0,8399 | 0,000725 | 0,9900-1,0000 | 0,000515 |
| 0,8400-0,8499 | 0,000712 |
Плотность ρ t нефтепродуктов в пределах температуры t = 20-250 °С можно определить по формуле Мановяна:
В США и Англии относительную плотность определяют при одинаковой температуре анализируемого вещества и воды, равной 15,5556 °С (60 °F). Относительную плотность при 20 °С в этом случае рассчитывают по формуле:
.
Экспериментально плотность нефти (нефтепродукта) определяют одним из трех стандартных методов: ареометром (нефтеденсиметром), гидростатическими весами Вестфаля-Мора (рис. 1), и пикнометром (рис. 2). Из них наиболее быстрым является ареометрический метод, а наиболее точным – пикнометрический. Преимуществом пикнометрического метода также является использование сравнительно малых количеств анализируемой пробы. Определение относительной плотности нефти и нефтепродуктов производится пикнометрическим методом с использованием пикнометров типа ПЖ-1, ПЖ-2, ПЖ-3 (ГОСТ 22521) по ГОСТ 3900-85. Метод основан на определении отношения массы испытуемого продукта к массе воды, взятой в том же объеме и при той же температуре. Так как за единицу массы принимается масса 1 см 3 воды при температуре 4ºС, то плотность, выраженная в г/см 3 , будет численно равна плотности по отношению к воде при температуре 4ºС ().
Плотность большинства нефтей в среднем колеблется от 0,8 до 0,9 г/см 3 . Высоковязкие смолистые нефти имеют плотность близкую к единице. На величину плотности нефти оказывает существенное влияние наличие растворенных газов, фракционный состав нефти и количество растворенных веществ в ней. Плотности последовательных фракций нефти плавно увеличиваются. Плотность узких фракций нефти зависит также от химического состава. Для углеводородов средних фракций нефти с одинаковым числом углеродных атомов плотность возрастает для представителей разных классов в следующем порядке: нормальные алканы → нормальные алкены → изоалканы → изоалкены → алкилциклопентаны → алкилциклогексаны → алкилбензолы → алкилнафталины.
Для бензиновых фракций плотность заметно увеличивается с увеличением количества бензола и его гомологов. Для некоторых нефтепродуктов плотность является нормируемым показателем качества, она входит также составной частью в различные комбинированные константы и расчетные формулы.
Рис. 1. Весы Вестфаля-Мора:
2. термометр;
Нефть представляет собой маслянистую жидкость, имеющую окраску от светло-бурого до почти черного цвета, обладающую характерным запахом (рис. 1). Она залегает в толще земной коры на разных глубинах. Нефть несколько легче воды: плотность нефти равна 0,73 - 0,96 г/см 3 . Не растворяется в воде.
Рис. 1. Нефть. Внешний вид.
Нефть - это сложная смесь различных, в основном жидких углеводородов, (алканов, циклоалканов и аренов), в которых растворены твердые и газообразные углеводороды. Поэтому она не имеет постоянной температуры кипения. Кроме углеводородов нефть содержит органические соединения, включающие кислород, серу, азот. Состав нефти различается в зависимости от месторождения. Например, бакинская нефть богата циклоалканами, грозненская - предельными углеводородами. От того, какие углеводороды входят в состав нефти зависит и её плотность, поэтому существует классификация сырой нефти от величины её плотности (табл.1). В России и странах СНГ плотность нефти измеряется в г/см 3 , а в США - в API (от англ. «AmericanPetroleumInstitute»). Чем выше величина плотности в в г/см 3 , тем ниже в API и наоборот.
Таблица 1. Плотность нефти.
Нефти с низкими значениями плотности характеризуются преобладанием в их составе алканов, низким содержанием смолисто-асфальтеновых компонентов, а во фракционном соотношении - высоким содержанием бензиновых и керосиновых фракций.
В тяжелых нефтях (высокие значения плотности) концентрация содержание смолисто-асфальтеновых компонентов наоборот очень высоком.
Примеры решения задач
ПРИМЕР 1
| Задание | Во сколько раз масса молекулы воды больше массы молекулы водорода и меньше массы атома неона? |
| Решение | Вычислим молекулярные массы воды, неона и водорода:
M r (H 2) = 2 ×A r (H) = 2 × 1 = 2; M r (Ne) = A r (Ne) = 20; M r (H 2 O) = 2 ×A r (H) + A r (O) = 2 × 1 + 16 = 2 + 16 = 18. Для расчетов, определяющих на сколько или во сколько раз масса молекулы одного вещества больше или меньше массы молекулы другого вещества, проще пользоваться величинами относительных молекулярных масс, которые выполняют роль истинных масс молекул. Все сказанное также справедливо и в отношении относительных атомных масс. m(H 2 O) / m(H 2) = Mr(H 2 O) / Mr(H 2) = 18 / 2 = 9; m(H 2 O) / m(Ne) = Mr(H 2 O) / Mr(Ne) = 18 / 20 = 0,9. |
| Ответ | Масса молекулы воды в 9 раз превышает массу молекулы водорода и составляет 0,9 массы атома неона. |
Владимир Хомутко
Время на чтение: 4 минуты
А А
Как определить абсолютную и относительную плотность нефти и нефтепродуктов?
– одна из важнейших характеристик нефти и нефтепродуктов, поэтому так важна точность её определения.
Различают два показателя этого параметра – абсолютный и относительный.
Абсолютной плотностью нефти и нефтепродуктов называют количество массы в единице объема. Она измеряется в граммах, килограммах и тоннах на кубический сантиметр или метр (г/см3, кг/м3). Определение этого показателя производят при 20-ти градусах Цельсия.
Относительная плотность представляет собой отношение плотности светлых нефтепродуктов или плотности нефти и темных нефтяных фракций, к значению этого параметра для дистиллированной воды при определенных температурах обеих жидкостей. Единицы измерения этот показатель не имеет. В нашей стране его определяют при 20-и градусах, а дистиллированной воды – при 4-х.
Этот показатель можно определить следующими методами:
- определение ареометром и денсиметром;
- пикнометрический метод;
- расчетный метод.
Измерение плотности нефтепродукта с помощью ареометра и денсиметра
Ареометры меряют как плотность нефти и нефтепродуктов, так и их температуру, а денсиметры – только плотность нефтепродуктов. Этот метод регламентируется ГОСТ-ом 3900 – 85 и заключается в том, что в исследуемый продукт погружают отградуированный ареометр, а затем производят отсчет показаний по шкале прибора при текущих условиях исследований. После этого полученный результат приводят к нормальному показателю при 20-ти градусах (для этого существует специальная таблица).
Эти измерительные средства имеют следующие пределы (г/см³):
- авиационные бензины – от 0,65 до 0,71;
- автомобильные бензины – от 0,71 до 0,77;
- керосин – от 0,77 до 0,83;
- дизтопливо и масла (индустриальные) – от 0,83 до 0,89;
- темные масла и нефтепродукты – от 0,89 до 0,95.
Процесс исследования происходит следующим образом:
| № | Полезная информация |
|---|---|
| 1 | стеклянный цилиндр устанавливается на ровную поверхность |
| 2 | затем в него наливают заранее взятую пробу исследуемого продукта таким образом, чтобы не образовались воздушные пузырьки, и не было потери объема от испарения |
| 3 | пузырьки, которые появляются на поверхности – убирают с помощью фильтровальной бумаги |
| 4 | замеряют температуру пробы перед замером и после него, используя тот же ареометр, или, в случае применения денсиметра, отдельным прибором (температура пробы должна быть постоянной с отклонениями не более 0,2 градуса) |
| 5 | осторожно опускают в сосуд сухой и чистый прибор, держа его за верхний конец |
| 6 | когда колебания измерителя прекратятся, считывают показания с верхнего или нижнего мениска (в зависимости от калибровки) |
| 7 | полученный результат является плотностью нефти или нефтепродукта при текущих условиях |
| 8 | температура проведения испытания округляется до ближайшей, которая есть в таблице |
| 9 | по той же таблице, используя полученные результаты, определяют показатель этого параметра нефтепродукта при 20° Цельсия |
Суть метода в том, что в пикнометр, представляющий собой отградуированный сосуд, наливают пробу испытываемого продукта, затем нагревают (или охлаждают) его до 20° и проводят взвешивание на специальных весах, погрешность которых не больше, чем 0,0002 грамма. Полученный результат является относительным показателем.
Такой расчет основан на зависимости этого параметра от температуры нефтепродукта.
Последовательность расчетов:
- из паспорта исследуемого продукта берут показатель его плотности при 20°;
- замеряют среднюю температуру испытуемого продукта;
- вычисляют разницу между полученным результатом и 20°, округляя её до целого;
- в специальной таблице находят поправку на один градус отклонения, которая соответствует паспортному значению параметра при плюс 20°;
- полученная определяющая поправка умножается на разницу температур;
- полученный результат прибавляют к паспортному, если температура проведения исследования ниже 20°, или вычитают из него, если Т > 20-ти.
0,650…0,659 – 0,000962; 0,660…0,669 – 0,000949; 0,670…0,679 – 0,000936;
0,680…0,689 – 0,000925; 0,6900…0,6999 – 0,000910; 0,7000…0,7099 – 0,000897;
0,7100…0,7199 – 0,000884; 0,7200…0,7299 – 0,000870;0,7300…0,7399 – 0,000857;
0,7400…0,7499 – 0,000844; 0,7500…0,7599 – 0,000831; 0,7600…0,7699 – 0,000818;
0,7700…0,7799 – 0,000805; 0,7800…0,7899 – 0,000792; 0,7900…0,7999 – 0,000778;
0,8000…0,8099 – 0,000765; 0,8100…0,8199 – 0,000752; 0,8200…0,8299 – 0,000738;
0,8300…0,8399 – 0,000725; 0,8400…0,8499 – 0,000712; 0,8500…0,8599 – 0,000699;
0,8600…0,8699 – 0,000686; 0,8700…0,8799 – 0,000673; 0,8800…0,8899 – 0,000660;
0,8900…0,8999 – 0,000647; 0,9000…0,9099 – 0,000633; 0,9100…0,9199 – 0,000620;
0,9200…0,9299 – 0,000607; 0,9300…0,9399 – 0,000594; 0,9400…0,9499 – 0,000581;
0,9500…0,9599 – 0,000567; 0,9600…0,9699 – 0,000554; 0,9700…0,9799 – 0,000541;
0,9800…0,9899 – 0,000528; 0,9900…1,000 – 0,000515.
Для лучшего понимания этой методики рассмотрим пример.
Предположим, что паспортное значение равняется 0,7960 г/см³, а исследуемый продукт нагрет до плюс 25°. Разность составляет 25 – 20 = 5°. В указанных выше значениях находим количественное значение поправки. Для диапазона от 0,7900 до 0,7999 она равна 0,000778. Умножаем её на разницу и получаем 0,000778 х 5 = 0,00389 г/см³. Округляем до четырех знаков после запятой, получаем 0,0039. Поскольку 25 больше 20-ти, полученное значение необходимо отнять от паспортного. Искомый результат составит 0,7960 – 0,0039 = 0,7921 г/см³.
