Раздел2.Физико-химические свойства нефтей и нефтепродуктов

Плотность

Под абсолютной плотностью понимают массу вещества заключенную в единице объема. Размерность в системе СИ - кг/м³ (допускается г/см³).

Для нефтей и нефтепродуктов определяют относительную плотность , которая представляет собой отношение плотности нефтепродукта при 20 ⁰С к плотности воды при 4 ⁰С и является безразмерной величиной. Поскольку плотность воды при 4 ⁰С равна 1 г/см³ относительная плотность численно равна абсолютной.На Западе часто используют t₁ = t₂ = 60 F, что примерно соответствует 15 ^оС.

Плотность нефти и нефтепродуктов уменьшается с повышением температуры нагрева. Изменение плотности в зависимости от температуры может быть рассчитано по формуле Менделеева Д.И.

,

где - относительная плотность нефтепродукта при температуре испытания;

- относительная плотность нефтепродукта при температуре 20 ⁰С;

α - поправка на изменение плотности при изменении температуры на один градус (находится по справочной литературе);

t - температура, при которой определяют плотность нефтепродукта, ⁰С.

Плотность необходима для расчета массы нефтей и нефтепродуктов при их приеме, отпуске и учете, поскольку учет количества нефтей и нефтепродуктов в объемных величинах неудобен, так как объем жидких нефтепродуктов зависит от температуры, которая изменяется в довольно широких пределах. Величина плотности входит составной частью во многие формулы, используемые при технологических и механических расчетах. Кроме того, плотность является нормируемым показателем для многих товарных нефтепродуктов. Плотности нефтей и нефтепродуктов находятся в следующих пределах:

- нефти - 0,720-1,070, чаще 0,800-0,900 г/см³;

- бензиновые фракции - 0,650-0,760 г/см³;

- керосиновые фракции - 0,775-0,850 г/см³;

- дизельные фракции - 0,810-0,890 г/см³;

- вакуумные газойли - 0,820-0,930 г/см³;

- масляные дистилляты - 0,880-0,940 г/см³;

- гудроны - 0,970-0,985 (иногда 1,020-1,040) г/см³.

Величина обратная плотности – удельный объем – используется при расчете количества нефтепродуктов. Единицы изиерения в системе СИ - м³/кг (м³/т).

Плотность газов при стандартных условиях (давление - 0,1 МПа, температура - 0°С) находят по формуле

,

где g– плотность газа, кг/м³ или г/см³;

М – молярная масса газа, кг/кмоль или г/моль;

22,4 – объем одного кмоль газа, м³.

Плотность газа при условиях, отличных от стандартных, температуре Т (К) и давлении Р (МПа) можно определить по формуле

.

Обычно определяют относительную плотность газов как отношение плотности газа к плотности воздуха (r_в =1,293 кг/м³).

Все углеводородные газы, кроме метана, имеют плотность выше единицы.

Определение плотности.

Наиболее простым способом определения плотности является определение плотности при помощи ареометра (рис.2.1). Ареометры выпускаются с ценой деления шкалы от 0,0005 до 0,005 г/см³ с термометрами и без термометров.

Рис. 2.1. Ареометр: 1 – шкала плотности; 2 – линия отсчета;3 – термометр; 4 – груз.

Рис.2.2. Пикнометры.

В стандартах на нефтепродукты плотность указывается при температуре 20 или 15⁰С.

Плотность вязких нефтепродуктов с кинематической вязкостью до 200 мм²/с следует определять при температурах более высоких – 40 ⁰С с последующим пересчетом на стандартные условия по формуле Д.И. Менделеева.

В случае очень вязких нефтепродуктов с кинематической вязкостью более 200 мм²/с предварительное его нагревание до температур свыше 40 ⁰С не дает должного эффекта, так как погрешность при вычислении плотности по формуле Менделеева часто превышает допустимую. Поэтому перед определением плотности очень вязких нефтепродуктов их предварительно разбавляют равным объемом керосина с известной плотностью.

Принимая, что в смеси плотности вязкого нефтепродукта (ρ₁) и маловязкого разбавителя (ρ₂) подчиняются правилу аддитивности, плотность смеси (ρ₃) находим, как среднее арифметическое из плотностей ρ₁ и ρ₂

откуда

Однако точность такого определения очень вязкого нефтепродукта существенно снижается при значительной разнице в плотностях испытуемого нефтепродукта и нефтепродукта - разбавителя.

Пикнометр(рис.2.1) позволяет определить плотность с точностью до 0.00005. Применяют пикнометры различной формы и емкости – в зависимости от агрегатного состояния и плотности исследуемого вещества.

Молекулярная масса

Если для индивидуальных веществ молярную массу подсчитывают по их химическим формулам и атомным массам элементов, входящих в состав молекулы, то в случае нефтей, нефтяных фракций и нефтепродуктов молярную массу рассчитывают по эмпирическим формулам. Результатом расчета является их средняя молярная масса. Чаще всего для определения молярной массы нефтяной фракции используют формулу Воинова. Ниже представлена упрощенная формула Воинова

М = 60+0,3t_ср+0,001

где t_ср – средняя объемная температура кипения фракции,⁰С.

Средняя объемная температура кипения узкой фракции может быть взята как температура 50% ее отгона по ГОСТ или подсчитана по формуле

,

где t_н.к и t_к.к - температура начала и конца кипения узкой фракции, ⁰С.

Зная относительную плотность нефтяной фракции, ее молярную массу можно определить по формуле Крэга

Если известен состав смеси, то ее средняя молярная масса может быть определена по формуле

где М_ср – средняя молярная масса смеси компонентов;

Х_i, – соответственно молярные и массовые доли компонентов смеси;

М_i – молярные массы компонентов смеси.

Средняя молярная масса нефти находится примерно в пределах 210-250. Чем выше температура кипения нефтяных фракций, тем выше их молекулярная масса, также она зависит от химического состава фракции.

Молярная массаиспользуется при расчете плотностей газов, молярных объемов жидких нефтепродуктов и их паров, при расчете размеров различных аппаратов и т.д.

В лабораторной практике молекулярный вес определяют криоскопическим методом, основанном на снижении температуры застывания растворителя от прибавления к нему нефтепродукта. Редко используется эбуллиоскопический метод – основан на изменении температуры кипения растворителя при прибавлении нефтепродукта.

Давление насыщенных паров

Пар, находящийся в равновесии с жидкостью, является насыщенным. В состоянии насыщения пары обладают наибольшим давлением (упругостью), возможным при данной температуре. Давление насыщенных паров – давление, развиваемое парами при данной температуре в условиях равновесия с жидкостью. Температура, при которой ДНП становится равным давлению в системе – температура кипения вещества.

Давление насыщенных паров - важная характеристика нефтей и нефтепродуктов. По величине давления насыщенных паров судят о количестве в них растворенных газов и низкокипящих фракций и их склонности к испарению.

Знание давления насыщенных паров позволяет обеспечить безопасность транспорта нефти и нефтепродуктов и снизить их потери при хранении. Давление насыщенных паров обеспечивает поведение, например, бензина в двигателе.

Для определения давления насыщенных паров существуют аналитические и графические методы. Наиболее распространенными являются график Кокса и сетка Максвелла. Эти методы используются, когда надо найти ДНП фракции при какой-либо температуре, когда известно ДНП при любой другой температуре.

Давление насыщенных паров измеряется в кПа (Па) и мм рт. ст. (1 мм рт. ст. = 133,3 Па = 0,133 кПа).

Определение давления насыщенных паров моторных топлив проводится в герметичной стандартной металлической бомбе Рейда путем замера давления по манометру при 38 ⁰С. Прибор для определения давления насыщенных паров состоит из металлической бомбы, манометра и водяной бани (рис. 2.3). Металлическая бомба имеет топливную и воздушную камеры, которые соединяются между собой. Отношение объема воздушной камеры к объему топливной находится в пределах 3,8 : 4,2. На верху воздушной камеры находится манометр. Водяная баня снабжена нагревательным приспособлением с терморегулятором для поддержания постоянной температуры 38±0,3 ⁰С.

Рис. 2.3 Схема прибора для определения давления насыщенных паров нефтепродуктов:

1 – нижняя (топливная) камера; 2 – верхняя (воздушная) камера; 3 - манометр; 4- термометр; 5 – баня водяная; 6 – термостат.

Вязкость, индекс вязкости

Вязкость или коэффициент внутреннего трения является важной характеристикой нефтей и нефтепродуктов. Вязкость характеризует прокачиваемость нефти при транспортировке ее по трубопроводам и топлив в двигателях внутреннего сгорания, поведение смазочных масел.

Виды вязкости, применяемые в нефтепереработке:

- динамическая вязкость [Па·с, Пз];

- кинематическая вязкость [м²/с или мм²/с (1 мм²/с = 10^-6 м²/с = 1сСт)];

- условнаявязкость.

Для определения вязкости служит прибор – вискозиметр (рис.2.4)

Определение кинематической вязкости заключается в установлении времени истечения определенного объема испытуемого нефтепродукта через капилляр вискозиметра, для которого заранее установлена его постоянная. Кинематическую вязкость вычисляют по формуле

,

где ν - кинематическая вязкость, мм²/с;

с - постоянная вискозиметра, мм²/с²;

τ- время истечения испытуемого нефтепродукта, определяемое как среднеарифметическое по трем-пяти измерениям, с.

Чаще всего для определения кинематической вязкости прозрачных жидкостей при любых температурах используют вискозиметр типа ВПЖ - 2 (рис. 2.3). Вискозиметры изготавливаются с капиллярами различных диаметров, величина которых резко сказывается на значении постоянной вискозиметра. В наборе вискозиметров диаметр капилляров изменяется от 0,34 до 4,5 - 5,1 мм, что соответствует изменению постоянной с от 0,003 до 30 мм²/с². Диаметр капилляра вискозиметра подбирают таким, чтобы время истечения жидкости было не менее 200 секунд.

С увеличением температуры нагрева вязкость жидкости уменьшается, а газа – увеличивается. Повышение давления приводит к увеличению вязкости нефтепродуктов.

Чем выше температура выкипания нефтяной фракции, тем больше ее вязкость. Наивысшая вязкость - у остатков перегонки и асфальтово-смолистых веществ. Вязкость парафинов < вязкость аренов < вязкость нафтенов. Изо- и н-парафины близки по вязкости. С увеличением числа циклов у аренов и нафтенов вязкость растет, так же как и с удлинением их боковых цепей.

Изменение вязкости смазочных масел в зависимости от температуры имеет исключительно большое значение при эксплуатации механизмов в широком интервале температур. Для характеристики вязкостно-температурных свойств смазочных масел предложен индекс вязкости. Чем меньше меняется вязкость смазочного масла в зависимости от температуры, тем выше его индекс вязкости и тем выше его качество. Индекс вязкости зависит от углеводородного состава смазочного масла. Наибольшим индексом вязкости обладают парафиновые углеводороды, наименьшим - полициклические ароматические с короткими боковыми цепями.

Индекс вязкости современных смазочных масел находится в пределах 90 - 125, а перспективных - до 140 единиц и выше.

Определение индекса вязкости осуществляется по соответствующим номограммам, для чего необходимо экспериментально определить кинематическую вязкость испытуемого смазочного масла (или масляного дистиллята) при температурах 50 и 100 ⁰С или при двух любых температурах от минус 40 до 200 ⁰С.

Условную вязкость определяют для высоковязких нефтепродуктов, например, котельных и газотурбинных топлив. Под условной вязкостью понимают отношение времени истечения из вискозиметра типа ВУ (рис. 8.5) 200 см³ испытуемого нефтепродукта при температуре испытания ко времени истечения такого же объема дистиллированной воды при температуре 20 ⁰С. Условная вязкость исчисляется в условных градусах, Условная вязкость для товарных котельных топлив определяется при 50, 80 и 100 ⁰С.

Рис. 2.4. Вискозиметры ВПЖ-2 и Пинкевича: 1 – капилляр вискозиметра; 2 – отводная трубка; 3 – расширение вискозиметра.