Основные контролируемые показатели качества нефтепродуктов. Определение качество нефти


Сравнительный анализ качества российской нефти - Открытый - Полезная информация

 
 

Сравнительный анализ качества российской нефти

Проведена оценка качества нефтей основных российских нефтегазоносных провинций, в том числе Волго-Уральской и Западно-Сибирской, наиболее важных в настоящее время для ТЭК страны. Дан сравнительный анализ качества нефтей России и ряда зарубежных месторождений по их физико-химическим характеристикам.

Стратегия развития России в области энергетики предусматривает увеличение объемов переработки нефти до 220-225 млн т в год. Значительную часть полученных нефтепродуктов планируется экспортировать, в том числе и в Западную Европу. Однако постоянное ужесточение экологических и качественных требований Европейского Союза к потребляемым нефтепродуктам может привести к сокращению экспортных возможностей нефтеперерабатывающей отрасли России. В силу этого задача обеспечения мирового уровня качества выпускаемой продукции становится для отечественных НПЗ все более актуальной. Сложность ее решения в значительной степени определяется качеством поступающего на переработку сырья. Следовательно, определение качества нефти, добываемой из различных месторождений на территории страны, приобретает важное значение как для производителей, так и для потребителей нефти [1].

Для сырой нефти основными качественными характеристиками являются плотность, содержание серы и фракционный состав. В ТУ 39-1623-93 "Нефть российская, поставляемая для экспорта" по перечисленным физико-химическим свойствам нефть разделена на четыре типа [2] (см. табл. 1).

Таблица 1. Классификация нефти, поставляемой для экспорта
Наименование показателя Норма для типа
1 2 3 4
1. Плотность при 20°С, кг/м3, не более ≤ 850 ≤ 870 ≤ 890 ≤ 895
2. Выход фракций, % объемных, не менее
   при температуре до 200°С ≥ 25 ≥ 21 ≥ 21 ≥ 19
   при температуре до 300°С ≥ 45 ≥ 43 ≥ 41 ≥ 35
   при температуре до 350°С ≥ 55 ≥ 53 ≥ 50 ≥ 48
3. Массовая доля серы, %, не более ≤ 0,6 ≤ 1,8 ≤ 2,5 ≤ 3,5

Анализ качества нефтей по их физико-химическим характеристикам проводится с использованием методов статистического анализа информации, накопленной в базе данных (БД) по химии нефти [3, 4]. По состоянию на начало мая 2003 г. БД включала около 11 000 записей по всем основным нефтеносным бассейнам мира, в том числе 5282 записи по месторождениям России.

Определение качества нефти

За рубежом при определении качественных показателей нефти применяются плотностная и дистилляционная модели качества.В плотностной модели качество нефти и, соответственно, ее стоимостные показатели связываются с плотностью и содержанием серы.

Дистилляционная модель качество нефти и ее стоимость связывает с потенциалом светлых фракций нефти. Попытка привести качество отечественной нефти к мировым стандартам привела к тому, что в 1989 г. в нашей стране впервые в дополнениях к ГОСТ 9965 "Нефть для нефтеперерабатывающих предприятий. Технические условия" основными показателями, характеризующими потребительские свойства нефти, были предложены плотность и массовое содержание серы. Позже в [2] в качестве наиболее значительно влияющих на потребительские свойства нефти указаны следующие физико-химические свойства нефти:

  • плотность нефти ρ;
  • выход фракций при температурах до 200, 300 и 350 градусов;
  • массовая доля серы S;
  • концентрация хлористых солей С.

    Плотность нефти в значительной степени зависит от количества содержащихся в ней асфальтосмолистых веществ, способствующих образованию стойких водонефтяных эмульсий, увеличивающих стоимость ее переработки. Выявляются и другие негативные последствия при переработке тяжелых смолистых нефтей. В частности, увеличение затрат при транспортировке и переработке такой нефти. Повышенное содержание серы в нефти приводит к интенсивной коррозии аппаратуры, необходимости защелачивания продуктов переработки, гидроочистке бензиновых фракций, "отравлению" катализаторов. А вот увеличение содержания светлых фракций, приводящее к снижению затрат при производстве топлив, повышает качество нефти. Концентрация хлористых солей отражает загрязнение нефти при разработке залежи, в процессе добычи.

    В [6] определен комплексный показатель качества К для оценки товарной нефти. Поскольку нет аналогичного комплексного критерия для определения качества нефтей в залежах разных месторождений и нефтегазоносных провинций (НГП), в работе предпринята попытка использовать показатель К. При этом технологический показатель С принимается равным 100 мг/л. Рассматриваемая в [6] методика определения комплексного показателя качества нефти K предполагает расчет по формуле:

    К = 0,04S + 0,00054C + 1,74ρ - 0,0087Ф200 - 0,0056Ф300 - 0,0049Ф350, (1)

    где: S - содержание общей серы в нефти (%),С - концентрация хлористых солей (мг/л),ρ - плотность нефти (г/см3),Ф200, Ф300, Ф350 - содержание фракций при температуре до 200, 300 и 350°С соответственно (% объемный).

    Используемая информация из БД не имеет данных по содержанию фракции Ф350, но эта величина, как показано в [6], может быть определена по формуле:

    Ф350 = 286,6 - 273ρ, (2)

    С учетом (2) упрощенный аналог выражения (1) может быть представлен в виде [5]:

    Ку = 0,0029S + 0,00039C + 2,696ρ - 1,003, (3)

    Отклонение комплексного показателя качества, полученного по уравнению (1), от единицы в сторону увеличения означает ухудшение качества нефти (удорожание ее переработки), в сторону уменьшения - улучшения качества нефти (удешевление ее переработки).Следовательно, критерий классификации нефти по комплексному показателю качества заключается в следующем:

    - если К < 1 - нефть высокого качества;- при К ≥ 1 - нефть низкого качества.

  • Комплексный показатель качества и его упрощенное значение

    Вычисления значений показателей качества К и Ку производились с помощью уравнений (1) и (3), где значения параметров ρ, S, Ф200, Ф300 являются среднебассейновыми величинами в объемных единицах. При этом в (1) будем принимать величину С = 100 мг/л, а Ф350 приближенно вычисляется по выражению (2).

    Средние значения для К и Ку равны 0,978 и 0,938 соответственно. Т.е. расчет по формуле (3) дает сдвиг значений по сравнению с расчетом по (1) в сторону уменьшения значений показателя качества, что соответствует повышению качества нефти. Границы доверительного интервала

    К = 0,978 + 0,090

    для среднего значения К с доверительной вероятностью 0,95 определены от 0,888 до 1,068. Следовательно, среднее значение показателя Ку, равное 0,938, находится в пределах границ доверительного интервала (0,888 - 1,068) для среднего значения К, вычисленного по той же формуле (1). Поэтому можно утверждать, что полученные различия средних значений показателя качества, рассчитанных по формулам (1) и (3), статистически незначимы, и, следовательно, расчетные показатели качества нефти по формулам (1) и (3) относятся к одной генеральной совокупности. Таким образом, формулы (1) и (3) для расчета комплексного показателя качества статистически взаимосвязаны, коэффициент корреляции между показателем К и его упрощенным значением Ку положителен и равен 0,731.

    Связь между качеством и ценой нефти

    Рассмотрим, как сказываются расчеты по (1) и (3) на определении цены на нефть, с учетом того, что качество нефти исключительно важно для ее стоимости. В мировой практике различие в ценах на нефть определяется потенциальным содержанием светлых нефтепродуктов, а качество оценивается по ее плотности и содержанию серы [6]. Анализируя формулы расчета показателя качества нефти, можно заключить, что на качество, а, следовательно, и на цену нефти, больше влияет показатель ее плотности, нежели содержание серы, т.к. коэффициент взаимной значимости плотности ρ в формуле (1) является наибольшим по сравнению с другими коэффициентами. Поэтому ниже будем рассматривать влияние изменения величины плотности нефти на прогноз цены на нефть.

    В работе [7] предлагается методика расчета коэффициентов влияния плотности на цену нефти. Так, для российской экспортной смеси Urals коэффициент линейной зависимости цены от плотности равен $0,23 за тонну нефти при изменении плотности на 0,001. Среднему значению К согласно (1) соответствует среднее значение плотности ρ, равное 0,856. Принимая в (3) величину Ку , равной среднему значению К = 0,978, найдем кажущуюся величину плотности ρу, отличающуюся от ρ на Δρ = 0,039. Следовательно, увеличение плотности нефти на 0,039 повлечет за собой уменьшение цены тонны Urals на $8,97, если расчет качества производится по формуле (3).

    Подобные исследования проводились и для других нефтей. Для американской нефти WTI коэффициент линейной зависимости равен $0,47 за тонну при изменении плотности на 0,001, а для нефти американской компании Conoco изменение цены на нефть равно $0,22 за тонну при изменении плотности на 0,001 [6,7]. Следовательно, увеличение плотности на 0,039 для такой нефти означает уменьшение ее цены на $8,58 за тонну при использовании формулы (3) для расчета качества нефти.

    Сравнение нефтей основных НГП по качеству и физико-химическим свойствам

    В табл. 2 представлено распределение НГП по территории стран СНГ с учетом показателя качества К, вычисленного для нефтей каждой провинции по формуле (1) и усредненного по всей территории провинций. Видно, что в основном НГП России содержат нефти высокого качества (К < 1), за исключением Лено-Вилюйской и Енисейско-Анабарской НГП (К ≥ 1).

    Таблица 2. Распределение НГП по показателю качества
    Название провинции Среднее значение К Интервал изменения К Число записей в БД
    Охотская 0,53 0,05 - 1,23 279
    Балтийская 0,65 0,52 - 0,64 23
    Днепровско-Припятская 0,71 0,01 - 1,60 452
    Северо-Кавказская 0,75 0,02 - 1,43 884
    Тимано-Печорская 0,80 0,53 - 1,08 262
    Лено-Тунгусская 0,80 0,02 - 1,42 263
    Западно-Сибирская 0,82 0,11 - 1,59 1648
    Волго-Уральская 0,91 0,24 - 1,52 1983
    Прикаспийская 0,99 0,17 - 1,52 408
    Лено-Вилюйская 1,28 - 89
    Енисейско-Анабарская 1,30 - 20

    Интересно также сравнить основные НГП России по физико-химическим свойствам нефтей на основе классификации, представленной в табл. 2. Для этого введем дополнительный 5-й тип нефти, которая не соответствует ни одному из 4 типов, представленных в табл. 1. Этот 5-й тип имеет следующие характеристики:

    ρ > 895 кг/м3, S > 3,5 %, Ф200 < 19%, Ф300 < 35 %, Ф350 < 48%.

    Распределение нефтей основных российских НГП по параметрам ρ, S, Ф200 и Ф300 представлено в табл. 3.

    Табл. 3. Распределение нефтей НГП России по 5 типам
    Тип нефти Охотская Северо- Кавказская Тимано- Печорская Лено- Тунгусская Западно- Сибирская Волго- Уральская Лено- Вилюйская Енисейско-Анабарская
    Классификация нефтей по плотности (%)
    1 33,48 55,07 58,78 74,39 56,91 30,54 58,33 72,22
    2 23,21 19,59 22,04 8,13 23,21 18,31 11,11 11,11
    3 14,29 7,81 6,53 13,01 13,30 21,03 11,11 5,56
    4 1,34 1,10 0,41 2,44 2,35 5,38 5,56 -
    5 27,68 16,44 12,24 2,04 4,24 24,75 1,39 11,11
    Классификация нефтей по содержанию серы (%)
    1 92,93 99,00 58,21 73,33 58,18 13,53 97,06 81,25
    2 7,07 0,80 34,33 26,22 39,29 37,14 2,94 18,75
    3 - 0,20 6,72 0,44 2,38 21,84 - -
    4 - - - - 0,14 17,96 - -
    5 - - 0,75 - - 9,53 - -
    Классификация нефтей по выходу фракции Ф200 (%)
    1 78,87 59,93 60,00 58,41 55,45 48,32 97,22 66,67
    2 5,63 8,99 20,00 6,07 12,01 23,05 2,78 -
    3 5,63 8,99 20,00 6,07 12,01 23,05 2,78 -
    4 4,23 3,37 5,45 2,80 6,71 8,04 - -
    5 11,27 27,72 14,55 32,71 25,83 20,92 - 33,33
    Классификация нефтей НГП по выходу фракции Ф300 (%)
    1 76,74 57,23 67,92 65,82 60,07 51,18 - -
    2 - 2,89 15,09 3,57 3,81 11,60 - -
    3 3,49 1,61 3,77 2,55 5,81 8,60 - -
    4 5,81 8,68 7,55 12,76 14,70 17,11 - -
    5 13,95 29,58 5,66 15,31 15,61 11,52 100 100

    Видно, что нефтей 1-го типа по плотности больше всего находится в Лено-Тунгусской НГП (около 75% от всех нефтей провинции), а меньше всего таких нефтей в Волго-Уральской провинции (ВУНГП) (около 31%). Для таких провинций, как Северо-Кавказская, Тимано-Печорская, Западно-Сибирская (ЗСНГП) и Лено-Вилюйская, количество нефтей 1-го типа по плотности примерно одинаково и не превышает 59%. Количество нефтей, относящихся к 5-му типу по плотности, больше всего в Охотской и ВУНГП (приблизительно 28% и 25% соответственно).

    Количество нефтей 1-го типа по содержанию серы больше всего в Северо-Кавказской и Лено-Вилюйской НГП (99 % и 97 % соответственной от всех нефтей этих провинций) и меньше всего в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (около 14%). Нефтей 5-го типа по содержанию серы на территории России практически нет, исключение составляют нефти ВУНГП (около 10% от всех нефтей провинции) и Тимано-Печорской (0,8% ).

    Лено-Вилюйская и Охотская НГП содержат больше всего нефтей 1-го типа по выходу фракции Ф200 (более 97% и 78% соответственно), а меньше всего - в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (более 48% от всех нефтей провинции). Количество нефтей, относящихся к 5-му типу по выходу фракции Ф200, больше всего в Лено-Тунгусской НГП (около 33%).

    Количество нефтей 1-го типа по выходу фракции Ф300 более всего в Охотской и в Западно-Сибирской нефтегазоносных провинциях. В Тимано-Печорской и Лено-Тунгусской НГП количество такой нефти изменяется в среднем от 60 до 68%.

    Сравнительный анализ качества нефтей России и Евразии

    На рис. 1 показано распределение нефтегазоносных бассейнов на Евразийском континенте в зависимости от комплексного показателя качества нефти. Видно, что НГП с нефтью высокого качества имеются в северной части Евразии, в некоторых районах Южной Европы и Южной Азии, причем количество таких бассейнов составляет 71%. Бассейны с нефтью низкого качества расположены в Южной Европе, в Средиземноморье, в Сибири, Монголии и Китае, и их количество составляет 29% от общего числа бассейнов Евразии.

    Как видно из рис.1 и рис.2, нефть высокого качества занимает почти всю территорию России, за исключением Енисейско-Анабарской и Лено-Вилюйской НГП, где в среднем имеется нефть низкого качества. В целом количество нефтей высокого качества на территории России больше примерно на 1,7 % по сравнению с нефтями Евразии (рис. 2). Можно утверждать, что нефть России значительно отличается от нефти других территорий Евразии, т.к. данные показатели качества для российских нефтей выше, чем аналогичные средние для евразийских показателей.

    Районирование территории Волго-Уральской провинции по качеству нефти

    Волго-Уральская НГП является одной из самых старых и до сих пор основных нефтедобывающих провинций России. Она характеризуется высокой степенью разведанности и выработанности запасов углеводородного сырья. Геозонирование территории Волго-Уральской нефтегазоносной провинции по комплексному показателю качества нефти К проведено с использованием массива данных из 1983 образцов нефти (табл. 1) более 500 месторождений ВУНГП. Для проведения анализа были определены средние значения (по территории месторождений) для величин ρ, S, Ф200 и Ф300. На рис. 3 представлен фрагмент карты территории Волго-Уральской нефтегазоносной провинции с результатами геозонирования территории по показателю качества. Видно, что большинство месторождений (более 62% от общего числа месторождений ВУНГП с известным качеством нефтей) содержат нефть высокого качества. Наиболее крупные из них:

  • в Республике Татарстан - Новоелховское, Сабанчинское, Бавлинское;
  • в Республике Башкортостан - Стахановское, Туймазинское, Шкаповское, Уршанское;
  • в Самарской области - Кулешевское, Мухановское, Рассветское;
  • в Саратовской области - Широко-Карамышское, Дмитриевское, Атамановское;
  • в Оренбургской области - Бобровское, Тарханское;
  • в Пермской области - Краснокаменское, Шеметинское, Батырбайское, Чайкинское.

    Следует отметить, что месторождения с высококачественной нефтью имеются на всей территории ВУНГП, однако на окраинах провинции они составляют абсолютное большинство.Месторождения с нефтью в среднем низкого качества составляют около 38% (рис. 3) и расположены в основном в центре ВУНГП, это такие месторождения как:

  • Ромашкинское, Орловское, Елабужское, Нурлатское - в Татарстане;
  • Арланское, Кушкульское, Менеузовское, Четырманское - в Башкортостане;
  • Мишкинское, Осинское и т.д. - в Пермской области.

    На рис. 4 представлено общее распределение нефтей Волго-Уральской нефтегазоносной провинции по качеству. Видно, что около 2/3 всех нефтей Урало-Поволжья имеют высокое качество, а оставшаяся 1/3 относится к нефтям низкого качества.

  • Районирование территории Западно-Сибирской провинции по качеству нефти

    Западная Сибирь до сих пор остается главной нефтедобывающей провинцией России, на долю которой приходится более половины добычи в стране. Геозонирование территории ЗСНГП по комплексному показателю качества нефти К проведено с использованием массива данных из 1648 образцов нефти (табл. 1) 338 месторождений ЗСНГП. Аналогично анализу нефтей ВУНГП, для проведения анализа нефтей Западной Сибири по качеству были определены средние значения (по территории месторождений) для величин ρ, S, Ф200 и Ф300.

    На рис. 5 представлен фрагмент карты территории Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции с результатами геозонирования территории по показателю качества. Видно, что большинство месторождений (более 77% месторождений ЗСНГП с известным качеством нефтей) содержат нефть высокого качества. К наиболее крупным из них относятся:

  • в Ханты-Мансийском автономном округе - Салымское, Урьевское, Поховское, Самотлорское, Советское, Варьеганское;
  • в Ямало-Ненецком автономном округе - Ямбургское, Уренгойское, Муравленковское, Медвежье;
  • в Томской области - Мыльджинское, Лугинецкое, Останинское, Урманское и т.д.

    Следует отметить, что месторождения с высококачественной нефтью располагаются на всей территории Западно-Сибирской провинции, однако на севере провинции они составляют абсолютное большинство. Месторождения с нефтью в среднем низкого качества расположены в основном в центре Западно-Сибирской НГП (см. рис. 5). Это такие месторождения, как Мамонтовское, Федоровское, Быстринское, Тобольское в Тюменской области, три месторождения в Томской области - Нижнетабаганское, Нововасюганское и Таежное.

    На рис. 6 представлено общее распределение нефтей Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции по качеству. Как видно, приблизительно 1/4 всех нефтей Западной Сибири являются нефтями низкого качества, а 3/4 составляют нефти высокого качества.

    Литература1. Полищук Ю.М., Ященко И.Г. Анализ качества нефтей Евразии // Нефтяное хозяйство, 2002, № 1, с. 66-68.2. ТУ 39-1623-93. Нефть Российская, поставляемая для экспорта. - Введ. 01.02.93. - ИПТЭР АН РБ. - 11 с.3. Ан В.В., Козин Е.С., Полищук Ю. М., Ященко И.Г. База данных по химии нефти и перспективы ее применения в геохимических исследованиях // Геология нефти и газа, 2000, № 2, с.49-51.4. Ан В.В., Козин Е.С., Полищук Ю.М., Ященко И.Г. Геоинформационная система для исследования закономерностей пространственного распределения ресурсов нефти и газа // Проблемы окружающей среды и природных ресурсов, 2000, № 11, с. 15-24.5. Авдеева Л.А., Ращепкина Н.С. О создании отечественного Банка качества нефти // Нефтяное хозяйство, 1996, № 4, С. 63-65.6. Дегтярев В.Н. О Банке качества нефти//Нефтяное хозяйство, 1997, № 3, с. 62-63.7. Мостовой Н., Хохлов А., Цодиков Ю. Перед тем как смешать // Нефть России, 2000, № 3, с. 39-41.

    © Нефть и Капитал

  •  
     
    Поиск на сайте

    lider-invest.com.ua

    ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ При определении качества

    ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ При определении качества нефти и продуктов нефтепереработки используют определение физикохимических и эксплуатационных свойств нефтепродуктов. Физико-химические показатели нефти и нефтепродуктов дают определенную характеристику ее товарных качеств: – плотность; – пределы выкипания фракций; – температура застывания; – вязкость. Некоторые из них входят в ГОСТы на товарные нефтепродукты, характеризуют их эксплуатационные свойства, используются при расчете и проектировании нефтепроводов, нефтеперерабатывающей аппаратуры.

    ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ Одним из важных физико-химических показателей является плотность. Является важным показателем для конструктивно-расчетных исследований; для практической работы на местах производства, транспортировки и потребления нефтепродуктов. Плотность нефтепродуктов нормируется для осуществления приемо-сдаточных операций, прием топлива осуществляется в единицах объема, а товарные операции осуществляются в единицах массы. Ошибка при определении плотности во втором знаке может привести к неоправданным потерям (10 % и более). Плотность топлива влияет на эксплуатационные характеристики двигателя, на его экономичность и устойчивость в работе. В ГОСТах на моторные топлива она является нормируемым показателем.

    ПЛОТНОСТЬ

    ПЛОТНОСТЬ В практике используют значения относительной плотности, т. е. отношение плотности нефтепродукта к плотности дистиллированной воды при определенных стандартных условиях. В качестве стандартных условий в Российской Федерации приняты: температура для нефтепродуктов t = 20ºС, для воды t = 4ºС, давление 0, 1 МПа. Плотность дистиллированной воды при t = 4ºC и нормальном атмосферном давлении равна 1 г/см 3, тогда относительная плотность нефтепродукта численно равна его плотности.

    ПЛОТНОСТЬ Относительная плотность обозначается – верхний индекс указывает температуру, при которой определялась плотность нефтепродукта, а нижний – температуру, при которой определялась плотность относительной плотности на 1000 получаем плотность в кг/м 3. воды. Умножив значение

    ПЛОТНОСТЬ

    ПЛОТНОСТЬ

    ПЛОТНОСТЬ

    ПЛОТНОСТЬ

    ХАРАКТЕРИЗУЮЩИЙ ФАКТОР

    ПЛОТНОСТЬ

    МОЛЕКУЛЯРНАЯ МАССА

    ВЯЗКОСТЬ Вязкость – одна из важнейших характеристик нефтей и нефтепродуктов, определяющая эксплуатационные свойства топлив и масел. Определяет подвижность нефтепродуктов, позволяет судить о возможности распыления и прокачиваемости через трубки топливной системы двигателей, вязкость нефти существенно влияет на расход энергии при транспортировании через нефтепроводы.

    ВЯЗКОСТЬ Вязкость – это свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению ее под действием внешних сил. Это сопротивление возникает благодаря межмолекулярным силам и зависит от химического состава и температуры. При одной и той же температуре и при одном и том же количестве углеродных атомов наибольшая вязкость у нафтеновых углеводородов, а наименьшая – у парафиновых углеводородов. Чем выше температура кипения нефтяной фракции, тем больше ее вязкость.

    ВЯЗКОСТЬ Для моторных топлив вязкость характеризует процессы испарения и смесеобразования, определяет дальнобойность струи при распылении топлива. Чем ниже вязкость, тем лучше распыление топлива. С повышением вязкости ухудшается испарение и распыление топлива, что приводит к неполному сгоранию, снижению теплоты сгорания, увеличению расхода топлива и повышению дымности выхлопа.

    ВЯЗКОСТЬ Вязкость бывает: динамическая, кинематическая, условная. Динамической (абсолютной) вязкостью ( ), или внутренним трением называют свойства реальных жидкостей оказывать сопротивление сдвигающим касательным усилиям, мера сопротивления истечению или деформации жидкости. Единица измерения пуаз. Для определения динамической вязкости требуется источник постоянного давления на жидкость, это технически сложно.

    ВЯЗКОСТЬ

    ВЯЗКОСТЬ

    ВЯЗКОСТЬ Зависимость вязкости от температуры очень важно для смазочных масел. Важно чтобы вязкость как можно меньше зависела от температуры. Вязкость масел зависит от химического состава, пологую зависимость вязкости от температуры дают парафиновые углеводороды, крутую зависимость дают ароматические полициклические углеводороды, которые являются нежелательными в составе масла, их очищают от масляных фракций.

    ВЯЗКОСТЬ В мировой практике для оценки вязкостно-температурных свойств масел используется индекс вязкости ИВ. Индекс вязкости зависит от химического состава масла и структуры углеводородов. Чем меньше меняется вязкость масла с изменением температуры, тем выше его ИВ. Чем выше ИВ масла, тем масло качественнее.

    ВЯЗКОСТЬ В России ИВ определяют по кинематическим вязкостям при 50ºС и при 100ºС по специальной таблице Госкомитета стандартов. Проще определять ИВ по номограммам. По осям координат откладываются вязкости масел при 50ºС и при 100ºС. Наклонные линии соответствуют значениям ИВ в пределах от -40 до 120. Определение ИВ сводится к восстановлению перпендикуляров до пересечения с наклонными линиями, точка пересечения дает величину ИВ. 50 ИВ = -40 ИВ = 120 100

    ВЯЗКОСТЬ

    ОПТИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА На практике, чтобы охарактеризовать состав нефтепродуктов, контролировать качество получаемых продуктов используют оптические свойства – коэффициент преломления, молекулярная рефракция, дисперсия. Эти показатели внесены во многие ГОСТы на нефтепродукты и приводятся в справочниках. При переходе световых лучей из одной среды в другую их скорость и направление меняются, это явление называется рефракцией.

    ОПТИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА

    ОПТИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА

    ОПТИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА Показатель преломления является важной константой для нефтепродуктов. Чем больше в углеводородах содержание водорода, тем меньше показатель преломления. Наибольшим показателем преломления обладают ароматические углеводороды, затем нафтеновые, наименьшими – парафиновые углеводороды. В гомологических рядах показатель преломления возрастает с удлинением цепи.

    ОПТИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА

    ОПТИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА

    ОПТИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА

    present5.com

    Основные контролируемые показатели качества нефтепродуктов

    Нефтепродукты представляют собой сложные смеси, поэтому качество нефтепродуктов может оцениваться только суммой показателей, каждый из которых характеризует то или иное свойство.

    Под качеством нефтепродукта понимают совокупность свойств, обеспечивающих его пригодность для использования по назначению.

    Степень пригодности нефтепродукта для удовлетворения требований потребителя характеризуется уровнем качества нефтепродукта.

    Наилучшим (оптимальным) уровнем качества нефтепродукта считается такой, при котором достигается наиболее полное удовлетворение требований потребителя. Уровень качества нефтепродукта зависит от уровня каждого свойства и значимости этого свойства. Наиболее важный показатель используют при маркировке нефтепродуктов: например, для дизельных топлив важное значение имеют свойства, проявляемые при низких температурах, поэтому в зависимости от температуры застывания и помутнения топливо называют летним, зимним, арктическим. Эксплуатационное свойство бензинов – детонационная стойкость – отражено в марках бензинов цифрами, характеризующими октановое число: А-72, А-76, АИ-93 и др.

    Всю совокупность свойств нефтепродуктов, определяющих их качество, можно разделить на две основные группы: физико-химические и эксплуатационные.

    К физико-химическим относят свойства, характеризующие состояние нефтепродуктов и их состав (плотность, вязкость, элементный, фракционный и др.)

    Эксплуатационные свойства характеризуют полезный эффект от использования нефтепродуктов по назначению, определяют область их применения. К таким свойствам относят те из них, которые проявляются при эксплуатации нефтепродуктов, а также при их хранении и транспортировании.

    Некоторые эксплуатационные свойства нефтепродуктов оцениваются с помощью нескольких более простых физико-химических свойств. Например, одно из эксплуатационных свойств топлив для авиационных газотурбинных двигателей - прокачиваемость можно оценить, определив физико-химические свойства: чистоту, взаимодействие с водой, низкотемпературные свойства.

    В свою очередь перечисленные физико-химические свойства можно оценить, определяя ряд более простых свойств. Чистоту топлива характеризуют такие показатели качества, как содержание механических примесей, содержание воды, содержание мыл нафтеновых кислот; низкотемпературные свойства характеризуются значением вязкости при температуре минус 400С и температурой начала кристаллизации.

    Перечень нормируемых физико-химических, некоторых основных показателей наиболее важных эксплуатационных свойств, которые определяются назначением и условиями применения нефтепродуктов, устанавливается в ГОСТах, ТУ и т.д.

    Получаемые из нефти товарные продукты условно делятся на светлые, темные нефтепродукты, масла, пластичные смазки, битумы, парафины и нефтехимические продукты.

    К светлым нефтепродуктам относятся:

    - бензины, применяемые в качестве автомобильного и авиационного топлива;

    - бензины и другие легкие продукты, служащие в качестве растворителей для резиновой и лакокрасочной промышленности, других промышленно-технических целей;

    - керосины, применяемые в качестве топлива;

    - керосины осветительные;

    - топлива для реактивных двигателей;

    - топлива для дизельных двигателей различного назначения;

    Показатели качества и методы их оценки, включенные в нормативные документы на нефтепродукты, должны позволять быстро определять вид топлива, его марку как в условиях НПЗ так и потребителем. В нормативных документах на нефтепродукты обязательно должно быть предусмотрено определение тех свойств, которые склонны к изменению в условиях транспортирования и хранения.

    Применяются общие и специальные методы анализа нефтепродуктов. Общие методы служат для определения физико-химических свойств, нормируемых для большинства товарных нефтепродуктов, например, содержание воды, золы, механических примесей и т.д.

    Специальными методами определяются показатели, нормируемые только для определенной, более узкой группы нефтепродуктов, например, фракционный состав и упругость паров топлив и др.

    Тот или иной метод анализа дает надежные результаты только тогда, когда его проводят в установленных нормативными документами условиях.

    Надежная гарантия качества нефтепродуктов может быть обеспечена только при наличии надежных и точных методов его оценки.

    Важно знать, с какой точностью осуществляются испытания при контроле качества нефтепродуктов. Показатели точности в большинстве случаев получают проведением межлабораторных испытаний, являющихся основой метрологической аттестации. При положительных результатах межлабораторных испытаний устанавливают показатели точности в следующих формулировках: сходимость и воспроизводимость, которые могут быть представлены в виде единичных результатов или в виде графиков, таблиц и номограмм.

    Некоторые показатели качества непосредственно указывают на поведение нефтепродуктов в условиях эксплуатации. Однако в основном нормируемые показатели являются лишь косвенными, но очень важными характеристиками эксплуатационных свойств нефтепродуктов.

    Рассмотрим некоторые методы анализа нефтепродуктов.

    Методика измерения плотности, изложенная в МИ 2823, применяется при определении качества и массы нефтепродукта косвенным методом статических измерений и косвенным методом динамических измерений (при отключении рабочего и отсутствии резервного поточного преобразователя плотности).

    Сущность метода заключается в погружении ареометра в испытуемый нефтепродукт, снятии показаний по шкале ареометра при температуре определения и пересчете показаний ареометра к стандартной температуре 15оС, 20оС или к температуре, при которой известен объем.

    Измерения плотности нефтепродукта проводят в помещении ХАЛ.

    При выполнении измерений соблюдаются следующие условия:

    - температура окружающего воздуха, оС 20+/-5;

    - атмосферное давление, кПа 101,3 +/-4;

    - относительная влажность воздуха, % 30 – 80.

    Если температура пробы нефтепродукта перед заполнением измерительного цилиндра отличается от температуры окружающего воздуха более чем на 3оС, цилиндр для ареометров термостатируют в течение времени, необходимого для установления температурного равновесия.

    Отбор проб нефтепродукта производится в соответствии с ГОСТ 2517.

    Стационарный пробоотборник используют для отбора пробы из трубопровода в процессе перекачки нефтепродукта. Линейная скорость потока нефтепродукта в трубопроводе рассчитывается по формуле:

    4*Q

    V = --------------------

    3600*π *D2

    V – линейная скорость нефтепродукта ,м/с

    Q – расход м3/час

    D – диаметр трубопровода, м.

    Скорость жидкости на входе в ПЗУ Vвх должна находиться в пределах:

     

    0,5 * V ≤ Vвх ≥ 2 * V

     

    Ареометры, цилиндры, пробоотборник и другое применяемое оборудование до и после выполнения измерений моют нефрасом или горячей водой и сушат горячим воздухом.

    Среднюю температуру нефтепродукта в резервуарах или цистернах определяют по показаниям датчиков температуры.

    При невозможности измерения средней температуры нефтепродукта стационарными термометрами допускается определять среднюю температуру по результатам измерений температур нефтепродукта в точечных пробах.

    При наличии стационарного пробоотборника с перфорированной заборной трубкой, отбирается одна проба и в ней измеряется средняя температура нефтепродукта.

    При наличии стационарного послойного пробоотборника, отбираются точечные пробы и температура нефтепродукта измеряется в каждой из них, затем рассчитывается средняя температура продукта в резервуаре.

    При отсутствии стационарных пробоотборников, измерения средней температуры нефтепродукта производят в переносном пробоотборнике, выдерживая его в месте отбора не менее 5 мин. до начала заполнения. Отсчет показаний термометра производят после принятия столбиком ртути постоянного положения.

    Измерительный цилиндр устанавливается на ровную горизонтальную поверхность в месте, где нет сквозняков. Цилиндр заполняется испытуемым нефтепродуктом, не допуская образования пузырьков воздуха.

    После заполнения цилиндра нефтепродуктом в него опускается термометр, который закрепляется так, чтобы участок шкалы, соответствующий температуре нефтепродукта, был на 5 – 10 мм выше верхней образующей цилиндра.

    Ареометр осторожно опускают в цилиндр, держа за верхний конец, За 2-3 деления до предполагаемого значения плотности ареометр отпускают, сообщая ему легкое вращение. Часть стержня, расположенная выше уровня погружения ареометра, должна быть сухой и чистой.

    После прекращения колебаний ареометра считывают показания шкалы ареометра с дискретностью 0,5 цены шкалы и показания термометра с дискретностью цены деления шкалы.

    Показания ареометра пересчитывают к стандартным условиям, а также, при необходимости, и к условиям (температура, давление), задаваемым пользователем.

    Запись и округление чисел проводят до четырех значащих цифр.

    Результаты измерений плотности нефтепродукта записывают в журнале регистрации показаний ареометра.

    Среднее значение плотности нефтепродукта заносится в протокол. В протокол по результатам измерений плотности нефтепродукта также включают:

    - тип (наименование) испытуемой пробы;

    - температуру, при которой сняты показания ареометра;

    - дату и время проведения испытания;

    - состояние пробы (однородная, неоднородная, присутствие капелек влаги).

    Контроль точности результатов измерений плотности ареометром осуществляют не реже 1 го раза в квартал, сравнивая результаты измерений плотности нефтепродукта ареометром и цифровым лабораторным прибором или пикнометром типа ПЖ-3.

    Рассмотрим основные принципы определения некоторых параметров качества нефтепродукта.

    Так, измерение плотности нефтепродукта основано на законе Архимеда (на тело погруженное в жидкость действует выталкивающая сила, направленная вертикально вверх и равная весу вытесненной им воды).

    Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте:

    zdamsam.ru