Слайд 41Электрические свойства нефтиДиэлектрическая проницаемостьС увеличением влажности пробивное напряжение резко снижается. Так
же действуют примеси волокон и твердых частиц. Заметно влияет на электрическую прочность масел растворенный в них газ. С повышением температуры пробивное напряжение трансформаторных масел увеличивается и при 80°С достигает максимума; дальнейшее повышение температуры приводит к неуклонному снижению пробивного напряжения масла. При повышении давления пробивное напряжение линейно возрастает и при 8 МПа, по-видимому, достигает максимума. В условиях вакуума пробивное напряжение масла ниже, чем при атмосферном давлении.Для определения пробивного напряжения применяются плоские электроды диаметром 25 мм, установленные в сосуде на расстоянии 2,5 мм друг от друга. Напряжение, при котором происходит пробой масла, выражают в кВ. Электрическая прочность трансформаторного масла должна быть не ниже 40 кВ/см, а для масел, используемых в маслонаполненных кабелях, не ниже 150 кВ/см.
Слайд 10Вязкость (зависит от химического и фракционного состава) Вязкость является важнейшей физической
константой, характеризующей эксплуатационные свойства котельных и дизельных топлив, нефтяных масел, ряда других нефтепродуктов. По значению вязкости судят о возможности распыления и прокачиваемости нефти и нефтепродуктов.
Различают динамическую, кинематическую, условную и эффективную (структурную) вязкость.
Динамическая или просто вязкость (отношение касательного напряжения к скорости деформации)Кинематическая (отношение вязкости вещества к его плотности), изменяется от 2 до 300 мм2/с при 20 °С (в среднем редко превышает 40 — 60 мм2/с)Условной вязкостью называется отношение времени истечения из вискозиметра 200 мл исследуемого нефтепродукта при температуре испытания ко времени истечения 200 мл дистиллированной воды при 20 °С (выражается в условных градусах — °ВУ).
Оптические свойства нефти
Оптическая активность выражается в способности нефти вращать плоскость поляризованного луча света вправо (редко влево). Оптически активные вещества образуются при жизнедеятельности организмов, и оптическая активность нефти свидетельствует о ее генетической связи с биологическими системами. Основными носителями оптической активности в нефти являются ископаемые молекулы животного и растительного происхождения – хемофоссилии. Нефти из более древних отложений менее оптически активны по сравнению с нефтями из более молодых пород.
Нефти светятся при облучении ее ультрафиолетовыми лучами, т.е обладают способностью к люминесценции. Люминесцируют смолы в не люминесцирующих в основном соединениях – углеводородах. Люминесцирующие вещества имеют определенные спектры цветов люминесценции (бурые, голубые, желтые и др.) и интенсивность свечения, зависит от концентрации. Легкие нефти имеют голубой и синий цвета люминесценции, тяжелые – желтый и желто-бурый.
Слайд 11Динамической (абсолютной) вязкостью [μ], или внутренним трением, называют свойства реальных жидкостей оказывать
сопротивление сдвигающим касательным усилиям. Очевидно, это свойство проявляется при движении жидкости. Динамическая вязкость в системе СИ измеряется в [Н·с/м2]. Это сопротивление, которое оказывает жидкость при относительном перемещении двух ее слоев поверхностью 1 м2, находящихся на расстоянии 1 м друг от друга и перемещающихся под действием внешней силы в 1 Н со скоростью 1 м/с. Учитывая, что 1 Н/м2 = 1 Па, динамическую вязкость часто выражают в или . В системе СГС (CGS)размерность динамической вязкости — [дин·с/м2]. Эта единица называется пуазом (1 П = 0,1 Па·с).Кинематической вязкостью называется величина, равная отношению динамической вязкости жидкости к ее плотности при той же температуре: ν = μ/ρ. Единицей кинематической вязкости является [м2/с] — кинематическая вязкость такой жидкости, динамическая вязкость которой равна 1 Н·с/м2 и плотность 1 кг/м3(Н = кг·м/с2). В системе СГС (CGS) кинематическая вязкость выражается в [см2/с]. Эта единица называется стоксом (1 Ст = 10-4 м2/с; 1 сСт = 1 мм2/с).
Фракционный состав — бензин
Фракционный состав бензина каталитического крекинга мало влияет на приемистость к ТЭС. На всем протяжении кривых разрыв между октановым числом этилированного и чистого бензина примерно одинаков.
Фракционный состав бензинов парофазного и смешаннофазного крекинга более или менее одинаков.
Утяжеляется фракционный состав бензинов и как следствие этого уменьшается степень испарения бензина, ухудшаются его пусковые свойства и условия сгорания в двигателе.
Стабилизация фракционного состава бензина заключается в ректификации его. В результате ректификации в бензине остаются углеводороды, начиная от бутана и выше; содержание бутана снижают примерно до 30 — 33 % общего веса бензина; пропан и более легкие углеводороды удаляют возможно полнее.
Стабилизация фракционного состава бензина заключается в ректификации бензина. В результате ректификации в бензине остаются углеводороды, начиная от бутана и выше; содержание бутана снижают примерно до 30 — 33 % общего веса бензина; пропан и более легкие углеводороды удаляют возможно полнее.
|
Влияние конструкции автомобиля на продолжительность прогрева. |
Кроме фракционного состава бензина, на время прогрева двигателя существенно влияют его конструктивные особенности.
Анализ фракционного состава бензинов, приведенных в табл. 26, показывает, что низкооктановые бензины ( А-66, А-72, А-76) имеют более высокие температуры выкипания 10 % и, особенно, 50 % бензина, что, естественно, влияет и на их октановые характеристики.
Для фракционного состава бензинов наиболее характерны температуры перегонки 10; 50 и 90 % топлива, а также температуры начала и конца его перегонки.
Значительно легче фракционный состав бензина. Таким образом, комбинированный процесс имеет преимущества в случае, если на предприятии есть потребность в изобутане для процесса алкилнрования и нет необходимых легкокипящих углеводородов для компаундирования бензина риформинга. Советском Союзе разработана другая модификация комбинированного процесса гидрокрекинг-риформинг. Из схемы процесса ( рис. 6.14) следует, что блоки гидрокрекинга и — риформинга работают автономно. Каждый из этих блоков имеет самостоятельную систему циркуляции ВСГ. Такое усложнение процесса должно вызвать повышение капитальных и эксплуатационных затрат. Однако процесс имеет и свои достоинства. Так, количество образующихся при гидрокрекинге бензиновых фракций изопарафи-нов намного превышает количество н-парафннов. Например, отношение изобутан: н-бутан л 4: 1, а изопентан: н-пентан 10: 1 , что значительно превышает равновесные отношения ( см. гл.
|
Влияние теплового режима двигателя на испарение бензина. |
При утяжелении фракционного состава бензина ( если тепловой режим двигателя неизменен) испарение бензина ухудшается.
Если изменение фракционного состава бензинов при добавлении к ним компонентов определяется только температурой кипения компонента и не зависит от его химической природы, то изменения других показателей качества бензинов обусловливаются именно химической природой компонента.
Вторая особенность фракционного состава бензинов капиталистических стран заключается в том, что они имеют повышенную температуру конца — кипения. Это связано, очевидно, с широким использованием бензинов каталитического риформинга, высококипящие фракции которых имеют хорошие антидетонационные свойства.
В отношении фракционного состава бензинов рассматриваемых нефтей могут быть два случая.
Слайд 37Электрические свойства нефтиЭлектропроводностьЧистые нефтепродукты — плохие проводники электрического тока, поэтому их
применяют в качестве электроизолирующих материалов для кабелей, трансформаторов и т. д. Электропроводность жидких нефтепродуктов зависит от содержания в них влаги, посторонних примесей, а также от температуры. Чистые углеводороды и сухие нефтепродукты (парафин) обладают электропроводностью от 2·10-10 до 0,3·10-18 (См). Вследствие малой электропроводности парафин широко применяют в качестве изолятора в радиотехнике.Для определения электропроводности, как и других электрических свойств, существуют специальные методики, входящие в комплекс методов квалификационной оценки топлив и масел.Качество нефтепродукта с добавленным антистатиком характеризуют удельной электропроводностью. В частности, для реактивного топлива эта величина определяется стандартным методом по ГОСТ 25950-83.
Изменение объема нефтепродуктов от температуры.
Дополнительный негатив от наличия большого числа тяжелых частиц в том, что на рабочих поверхностях образуется нагар и различные отложения.
Теплофизические свойства паров
Ареометры бывают устройствами постоянного объёма/постоянной массы.
Для различных жидкостей существуют соответствующие ареометры. Чтобы измерить плотность солярки, потребуется ареометр для нефтепродуктов типа АН, АНТ-1 или АНТ-2. Ареометр представляет собой прибор для проведения измерений плотности жидкостей. Зачастую имеет вид стеклянной трубки, в верхней части которой находится шкала значений плотности.
Крайне высокая плотность топлива означает, что в его составе присутствует больше тяжелых фракций.
Для нормальной работы дизельного мотора наличие тяжелых фракций является негативным аспектом, так как испаряемость и процессы распыла в камере сгорания ухудшаются.
В и самих цилиндрах дизеля от езды на таком горючем постепенно накапливаются отложения и нагар. Согласно действующим стандартам по ГОСТу: плотность летнего — 860 кг/м3; плотность зимнего дизтоплива — 840 кг/м3;
Слайд 45Оптические свойства нефтиЦвет нефти и нефтепродуктовЦвет нефти меняется от светло-желтого до
темно-коричневого и черного. Легкие нефти плотностью 780,0-790,0 кг/м3имеют желтую окраску, нефти средней плотности (790,0-820,0 кг/м3) — янтарного цвета и тяжелые — темно-коричневые и черные. Цвет нефтям и нефтепродуктам придают асфальтосмолистые вещества, продукты окисления углеводородов и некоторые непредельные и ароматические углеводороды. По цвету сырых нефтей судят об относительном содержании в них асфальтосмолистых соединений. Обычно чем тяжелее нефтепродукт, тем он темнее. Цвет нефтепродукта — надежный показатель степени его очистки от смолистых примесей, который и является одним из показателей качества масел.Для определения цвета пользуются различными приборами, называемыми колориметрами. Цвет определяется в соответствии с двумя отечественными стандартами: ГОСТ 2667-82 (для светлых нефтепродуктов на колориметрах ЦНТ и КНС-1) и ГОСТ 25337-82 (для нефтяных парафинов на колориметре КНС-2).
Плотность мазута
Мазут – это тяжелый нефтепродукт, обладающий относительно высокой плотностью. Эта величина непостоянна, поскольку она меняется в зависимости от смены температурных условий: повышение температуры практически пропорционально уменьшает относительную плотность мазута. При этом уменьшается и вязкость нефтепродукта, что в целом можно объяснить осуществлением процесса отделения влаги. Отсюда и возможность определения оптимальной температуры отстоя воды от топлива, поскольку при увеличении вязкости мазута отделение воды, обладающей меньшей плотностью, протекает более быстро.
Сжимаемость
Сжимаемость нефти обусловлена ее упругостью и измеряется коэффициентом сжимаемости – βН.
где V – исходный объем нефти, м3;
∆V – изменение объема нефти, м3;
∆р – изменение давления, МПа.
Коэффициент сжимаемости характеризует величину изменения объема пластовой нефти при изменении давления на 0,1 МПа. Этот коэффициент учитывается на ранних стадиях разработки, когда упругие силы жидкостей и газов еще не растрачены и поэтому играют заметную роль в энергетике пласта.
Коэффициент теплового расширения:
где Δt – изменение температуры на 1 С.
Коэффициент теплового расширения показывает, на какую часть первоначального объема изменяется объем нефти при изменении температуры на 1 С. Этот коэффициент используется при проектировании и применении тепловых методов воздействия на пласт.
происхождение нефти гипотезы минерального происхождения
Нафтеновые углеводороды (циклоалканы)
|
9
нефт
|
Нафтеновые углеводороды в нефтях присутствуют в основном в виде углеводородов гибридного строения. Структурными звеньями гибридных углеводородов, кроме 5- и 6-членных колец, являются парафиновые цепи и ароматические циклы. 3.3 Ароматические углеводородыВ большинстве случаев арены по содержанию в нефти уступают алканам и циклоалканам. Арены представлены в нефтях различными гомологическими рядами: моноциклические углеводороды ряда бензола; бициклические — ряда нафталина; три- и тетра — циклические углеводороды. Физико–химические свойства нефтей в пластовых условиях значительно отличаются от свойств дегазированных нефтей. Отличия обусловлены влиянием высоких пластовых давлений, температур и содержанием растворенного газа, количество которого может достигать до 400 нм3 на 1 м3 нефти. При проектировании систем разработки нефтяных месторождений, подсчете запасов нефти и попутного газа, подборе технологий и техники извлечения нефти из пласта, а также выборе и обосновании оборудования для сбора нефти на промыслах определен перечень основных свойств нефтей пластовых и дегазированных, которые обычно изучаются по глубинным пробам, отбираемым с забоя скважины. Разберем их подробнее.
Do’stlaringiz bilan baham: |
9
Слайд 29Вязкость смесейДля определения вязкости смесей можно также пользоваться различными номограммами. Наибольшее
применение нашли номограмма ASTMДля определения вязкости смесей можно также пользоваться различными номограммами. Наибольшее применение нашли номограмма ASTM ивискозиграмма Молина-Гурвича. Номограмма ASTM базируется на формуле Вальтера. Номограмма Молина-Гуревича составлена на основании экспериментально найденных вязкостей смеси масел А и В, из которых А обладает вязкостью °ВУ20 = 1,5, а В — вязкостью °ВУ20 = 60. Оба масла смешивались в разных соотношениях от 0 до 100% (об.), и вязкость смесей устанавливалась экспериментально. На номограмме нанесены значения вязкости в уел. ед. и в мм2/с.
Химический состав нефти
Нефть представляет собой легковоспламеняющуюся маслянистую жидкость, цвет которой варьируется от светло-желтого до черного, и в основном состоит из углеводородных соединений.
из школьного курса химии известно, что все химические элементы образуют между собой различные соединения, соотношение элементов в которых зависит от их валентности. Например, вода (H2O) состоит из двух атомов одновалентного водорода и одного двухвалентного кислорода.
Самым простым углеводородом с химической точки зрения является метан (CH4), горючее газообразное вещество, составляющее основу всех природных газов. Обычно в природном газе содержится от 90 до 95 процентов или более метана.
Углерод в сочетании с водородом образует огромное количество соединений, различающихся по химическому строению и свойствам.
Для удобства все нефтяные углеводороды разделены на три группы:
- Алканы (метановая группа) с общей формулой CnH2n + 2. Эта группа является насыщенным углеводородом, поскольку задействованы все его валентные связи. С химической точки зрения они наиболее инертны, т.е не могут вступать в реакцию с другими химическими соединениями. Структура алканов может быть линейной (нормальные алканы) или разветвленной (изоалканы).
- Цикланы (нафтеновая группа) с общей формулой СnH2n. Их главная особенность — пяти- или шестичленное кольцо из атомов углерода. Другими словами, цикланы, в отличие от алканов, имеют циклическую структуру с замкнутой цепью. Эта группа также представляет собой предельные (насыщенные) соединения, к тому же они практически не вступают в реакции с другими химическими элементами.
- Арени (ароматическая группа) с общей формулой CnH2n-6. Их структура состоит из шестичленных колец, в основе которых лежит ароматическое бензольное кольцо (C6H6). Их отличает наличие двойных связей между атомами. Арены бывают моноциклическими (бензольное кольцо), бициклическими (двойные бензольные кольца) и полициклическими (кольца соединены по принципу соты).
Нефть и природный газ не являются веществами с постоянным и строго определенным химическим составом. Это сложные смеси природных углеводородов в газообразном, жидком и твердом состоянии. Однако это сочетание непросто в здравом смысле. Это ближе к определению «сложный углеводородный раствор», где легкие соединения действуют как растворители, а растворенные вещества представляют собой высокомолекулярные углеводороды (включая асфальтены и смолы).
Основное отличие раствора от простой смеси состоит в том, что компоненты, входящие в его состав, могут взаимодействовать друг с другом как с химической, так и с физической точки зрения, и в результате таких взаимодействий они приобретают новые свойства, которых не было в оригинальные составы.
5.2. Свойства нефти
При освоении газонефтяных
месторождений часто встречаются случаи, когда к скважине одновременно притекают
и жидкость и газ. Это связано обводнением газовых скважин, выпадением и
частичным выносом из призабойной зоны конденсата, образованием конуса нефти из
нефтяной оторочки, а также прорывом газа через вскрытый нефтенасыщенный
интервал. В связи с открытием многочисленных газонефтяных месторождений с
маломощной нефтяной оторочкой возможность и необходимость одновременного отбора
газа и нефти, а в ряде случаев газа, нефти и воды требует изучения
продуктивность скважины по каждой фазе. Для интерпретации результатов
исследования скважин вскрывшие нефтяные и газонефтяные пласты, прогнозирования
показателей разработки газонефтяных месторождений, подсчета запасов нефти, а
также обустройства газонефтяных промыслов необходимы свойства пластовых нефтей.
Свойства нефти входят в исходные уравнения фильтрации нефти в пористой среде и
движения нефти (чаще всего газонефтеводоносной смеси) по стволу и по наземным
коммуникациям.
При проектировании
разработки газонефтяных месторождений используют свойства пластовых нефтей
определенных в основном только экспериментально и в меньшей степени
аналитически, разработанные на базе обобщения результатов экспериментальных
изучений многочисленных нефтяных месторождений. По углеводородному составу
нефти подразделяются на метановые (парафиновые), нафтеновые и ароматические. В
составе добываемых нефтей присутствуют также сера, азот, кислород и т.д. Сера в
нефти присутствует в свободном состоянии, в виде сероводорода Н2S и сернистых соединений — сульфиды,
дисульфиды, меркаптаны и т.д.
5.2.1. Плотность нефти
Плотность нефти зависит от
состава нефти, давления, температуры и количества растворенного газа. В
пластовых условиях плотность нефти меньше ее плотности при нормальных условиях,
что связано в основном растворенным газом. При сравнительно высоких давлениях,
когда плотность растворенного газа становится сопоставимой с плотностью жидкой
фазы с дальнейшим увеличением давления плотность нефти растет. На рис. 24.5
показано изменение плотности от давления двух нефтяных месторождений. Следует
подчеркнуть, что не все фазы, растворяясь в нефти, одинаково влияют на ее
плотность. С повышением давления плотность нефти уменьшается при насыщении ее углеводородными
газами и незначительно увеличивается при насыщении азотом и СО2.
Рост давления выше давления насыщения нефти газом Рн приводит к
незначительному увеличению плотности нефти. Часто в гидродинамических расчетах
используют относительную плотность нефти. Относительная плотность нефти — это
отношение ее плотности при Рат и Тст к плотности воды при
Т=277 К и Рат. В диапазоне изменений Т=273¸323 относительную плотность
нефти можно определить по формуле:
= rн.ст — a(Т — 20), (100.5)
где rн.ст — плотность нефти при Рат
и Тст=293. Величина a определяется по формуле:
a = [1,828 — 1,320×rн.ст] ×10-3 или a = 5,11×104(rн.ст + 100/Тср.м)/, (101.5)
Тср.м — среднемолярная
температура кипения нефти, К; при известной молярной массе нефти величину a можно определить по формуле:
a = 0,0006 + 0,0375(-0,0002 +
1/Мн), (102.5)
Мн — молекулярная масса
нефти. В более широком диапазоне изменений температуры (20¸120С)
относительную плотность нефти можно определить по формуле:
= rн.ст /, (103.5)
Значение a зависит от величины
плотности нефти при стандартных условиях и определяется по формулам:
при 0,78 £ rн.ст £ 0,86 a = [3,083-2,638rн.ст] × 10-3; (104.5)
при 0,86 £ rн.ст £ 0,96 a = [2,513-1,975rн.ст] × 10-3. (105.5)
5.2.2. Плотность нефти с растворенным в ней газом
В пластовых условиях
плотность нефти с учетом растворенного газа rнпл может быть определена по
формуле:
rн.пл = (rн.ст + Гrг.ст)/b, (106.5)
где rн.ст — плотность нефти при Рат
и Тст; rг.ст — плотность газа при стандартных условиях; Г — газовый
фактор, т.е. отношение объема газа, растворенного в нефти при пластовой
температуре и давлении насыщения к объему дегазированной нефти. Объемы газа и
нефти при расчете Г должны быть приведены к стандартным условиям; b — объемный коэффициент нефти,
определяемый по формуле:
b = 1 + l Г +a(Тпл — 20) — bнРпл, (107.5)
где l — безразмерный параметр,
определяемый как отношение удельного
Слайд 46Оптические свойства нефтиКоэффициент преломления (рефракции)Лучепреломление или рефракция — явление изменения направления и
скорости световых лучей при переходе из одной среды в другую.Если луч попадает из оптически менее плотной среды в оптически более плотную, то он приближается к перпендикуляру, восстановленному в точке перехода. Если же, наоборот, луч попадает из оптически более плотной среды в оптически менее плотную, то он удаляется от этого перпендикуляра. С изменением угла падения меняется угол преломления, но отношение величин этих углов для одной и той же среды остается постоянным:
Это отношение называется коэффициентом, или показателем, преломления (nD20).Для нефтепродуктов показатель преломления определяют при прохождении светового луча из воздуха в нефтепродукт, поэтому он всегда выше единицы.
Удельный вес дизтолпива
Вес топлива определяется умножением плотности нефтепродукта на его объем.
1850 литров ДТ при плотности 0,840 кг/м3 будет весить 1554 кг.
1000 литров дизтоплива плотностью 0,860 кг/м3 будет весить 860 кг. Актуальный при транспортировке, реализации и бухгалтерском учете вопрос: как перевести вес топлива в объем? Чтобы узнать объем дизельного топлива необходимо его массу поделить на плотность. Если есть 1 тонна ДТ, а его плотность составляет 0,840 кг/м3 – объем составит 1 190 литров 476 грамм.
Плотность дизельного топлива – это соотношение массы нефтепродукта к его объему.
Если есть 860 кг дизтоплива объемом 1000 литров, то плотность составит 0,860 кг/м3.
Плотность дизельного топлива регламентируется ГОСТ 305-82. Стандарт фиксирует значение при 20 градусах по Цельсию. Плотность дизтоплива, в зависимости от его сезонного вида государственными стандартами установлена следующая: зимнего
ГОСТ 8.599-2010 Государственная система обеспечения единства измерений (ГСИ).
Плотность светлых нефтепродуктов. Таблицы пересчета плотности к 15 °С и 20 °С и к условиям измерения объема
В случае пересмотра или отмены настоящего стандарта соответствующая информация будет опубликована в информационном указателе «Национальные стандарты» Настоящий стандарт распространяется на плотность светлых нефтепродуктов (бензины, реактивные топлива, дизельные топлива) и содержит таблицы пересчета (приведения) плотности по температуре к стандартным условиям и к условиям измерения объема, а также таблицы коэффициентов сжимаемости.
Расчеты таблиц выполнены в соответствии с формулами, приведенными в , и соответствуют . Стандарт предназначен для использования в расчетах плотности нефтепродуктов при проведении учетных операций.
В настоящем стандарте использована нормативная ссылка на следующий стандарт: (ИСО 1768-75) Ареометры стеклянные.
Стандартное значение коэффициента объемного термического расширения (для использования при подготовке поправочных таблиц для жидкостей) Примечание
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:
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 (r) – это безразмерная величина, численно равная отношению массы нефтепродукта (mн t ) при температуре определения к массе дистиллированной воды при 4 0 С (mв t ), взятой в том же объеме:
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 (g). Относительным 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 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:
r 20 4 = r t 4 + Dt ·( t — 20)
где Dt –температурная поправка к плотности на 1 град, находится по таблицам или может быть вычислены по формуле:
Dt = (18,310 – 13,233·r 20 4)·10 -4
В ряде случаев эту формулу приводят в несколько измененном виде и называют формулой Д.И.Менделеева:
r t 4 = r 20 4 — Dt ·( t — 20)
Таким образом, плотность нефти и нефтепродуктов уменьшается с ростом температуры.
Все нефтепродукты представляют собой смеси углеводородов. Среднюю плотность нефтепродукта определяют по правилу смешения и аддитивности:
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.
Слайд 33Температурой вспышки называется минимальная температура, при которой нефтепродукт, нагреваемый в строго
определенных условиях, выделяет такое количество паров, которое образует с окружаещим воздухом смесь, вспыхивающую при поднесении к ней пламени.Минимальная температура, при которой продукт при поднесении пламени загорается и продолжает спокойно гореть в течение некоторого времени, называется температурой воспламенения.В России стандартизированы методы определения Твпс и воспламенения в аппарате закрытого типа ГОСТ 6356-75 и в аппарате открытого типа ГОСТ 4333-87. Твсп в аппарате закрытого типа определяется для котельных топлив и смазочных масел. Моментом вспышки считают появление синего пламени над всей поверхностью цилиндра. Этому ГОСТу соответствует ASTM D 93-90.Твсп и воспламенения в аппарате открытого типа определяется для всех нефтепродуктов, кроме котельных топлив и нефтепродуктов с Твсп ниже 79оС, ему соответствует ASTM D 92-90.Сущность метода состоит в нагревании пробы нефтепродукта в открытом тигле с установленной скоростью до тех пор, пока не произойдет вспышка паров над его поверхностью от зажигательного устройства и пока при его дальнейшем нагревании не произойдет возгорание продукта, с продолжительностью горения не менее 5 сек.Разработан прибор для автоматического определения Твсп в закрытом тигле, работающий в режиме экспресс и автомат. Диапазон измерения Твсп 12-370оС. По окончании анализа выдается звуковой сигнал; результат анализа выводится на индикацию и запоминается.
Измерение плотности мазута
Для удобства проведения замеров плотность принято указывать при температуре вещества в 20°С. При этом данная величина является отношением физической плотности нефтепродукта к плотности воды, температура корой должна составлять 4°С. Числовое значение этого отношения для прямогонных мазутов всегда меньше 1. Для крекинг-мазутов (полученных путем разложения нефтяного продукта в специальной установке при t 450-550°С) это значение больше 1.
Если плотность нефтепродукта заметно меньше плотности воды, то готовое к эксплуатации вещество может полностью отстояться за 200 часов. Если же значение находится в пределах 0,98-1,01, это время значительно увеличивается. При этом показатель, равный 1,05, сделает отстой мазута от воды практически невозможным.
Расчет плотности нефтепродуктов
Для определения плотности нефтепродукта при данной температуре, необходимо:
- найти по паспортным данным плотность нефтепродукта при +20 °С;
- измерить среднюю температуру нефтепродуктов в цистерне;
- определить разность между +20 °С и средней температурой продукции нефтехимии;
- по графе температурной поправки найти поправку на 1 °С, соответствующую плотность данного продукта при +20 °С;
- умножить температурную поправку плотности на разность температур;
- полученное в п. «д» произведение вычесть из значения плотности при +20 °С, если средняя температура нефтепродукта в цистерне выше +20 °С, или прибавить это произведение, если температура продукта ниже +20 °С.