Основные физические свойства и характеристики нефти и нефтепродуктов

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 51858-2002, 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:

Нефть (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^t₄  = 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). 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 20⁰ С.

Зависимость плотности нефтепродуктов от температуры имеет линейный характер. Зная плотность нефти при температуре t градусов, можно найти ее плотность при 20⁰ С:

r²⁰₄ =  r^t₄  +  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·r²⁰₄)·10^-4

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

r^t₄ =  r²⁰₄  -  Dt ·( 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:

             r₁V₁ + r₂V₂ + … + r₃V₃                                                 m₁ + m₂ + … + m₃

r_ср. = ------------------------------------ или r_ср. = ------------------------------------

              V₁ + V₂ + … + V₃                                                          m₁/r₁ + m₂/r₂ + … + m₃/r₃

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 (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 50-100⁰С) до 480 (для 550-600⁰С).

Для упрощенных технологических расчетов существует формула Войнова:

М_ср. = а + bt + ct²_cр.   (t_ср. – средняя температура кипения)

В частности, для алканов  эта формула имеет вид:

М_ср. = 60 + 0.3 t_ср. +  0.001 t²_cр.

За рубежом для характеристики молекулярной массы нефтей и нефтепродуктов нередко используют формулу Крега, в которой фигурирует значение плотности при 15⁰С:

М_ср. = 44.29·r¹⁵/(1.03 - r¹⁵) 

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.= M₁n₁ + M₂n₂ + M₃n₃ + …

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

 

                            44.29r¹⁵

М =  --------------------

                          1.03-r¹⁵

 

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 (g₅₀ и g₁₀₀) 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 (g₅₀/g₁₀₀);
2. температурный коэффициент вязкости (ТКВ). Его определяют в диапазоне от 0 до 100⁰ С и от 20 до 100⁰ С по формулам:

ТКВ_0-100=(n₀ - n₁₀₀)/n₅₀ и ТКВ_20-100=1.25(n₂₀ - n₁₀₀)/ n₅₀

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 = n₅₀/n₁₀₀

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.