Основные физико-химические свойства нефтей. Плотность фракций нефти


Физические свойства нефти. Фракционный состав нефти. Плотность нефти. Вязкость нефти. Оптические и электромагнитные свойства нефти.

Нефть – это вязкая маслянистая жидкость, темно-коричневого или почти черного цвета с характерным запахом, обладающая слабой флюоресценцией, более легкая (плотность 0,73-0,97г/см3), чем вода, почти нерастворимая в ней. Нефть сильно варьирует по плотности (от легкой 0,65-0,70 г/см3, до тяжелой 0,98-1,05 г/см3). Нефть и ее производные обладают наивысшей среди всех видов топлив теплотой сгорания. Теплоемкость нефти 1,7-2,1 кДж/кг, теплота сгорания нефти – 41 МДж/кг, бензина – 42 МДж/кг. Температура кипения зависит от строения входящих в состав нефти углеводородов и колеблется от 50 до 550°С.

Различные компоненты нефти переходят в газообразное состояние при различной температуре. Легкие нефти кипят при 50–100°С, тяжелые – при температуре более 100°С.

Различие температур кипения углеводородов используется для разделения нефти на температурные фракции. При нагревании нефти до 180-200°С выкипают углеводороды бензиновой фракции, при 200-250°С – лигроиновой, при 250-315°С – керосиново-газойлевой и при 315-350°С – масляной. Остаток представлен гудроном. В состав бензиновой и лигроиновой фракций входят углеводороды, содержащие 6-10 атомов углерода. Керосиновая фракция состоит из углеводородов с C11-C13, газойлевая – C14-C17.

Важным является свойство нефтей растворять углеводородные газы. В 1 м3 нефти может раствориться до 400 м3 горючих газов. Большое значение имеет выяснение условий растворения нефти и природных газов в воде. Нефтяные углеводороды растворяются в воде крайне незначительно. Нефти различаются по плотности. Плотность нефти, измеренной при 20°С, отнесенной к плотности воды, измеренной при 4°С, называется относительной. Нефти с относительной плотностью 0,85 называются легкими, с относительной плотностью от 0,85 до 0,90 – средними, а с относительной плотностью свыше 0,90 – тяжелыми. В тяжелых нефтях содержатся в основном циклические углеводороды. Цвет нефти зависит от ее плотности: светлые нефти обладают меньшей плотностью, чем темные. А чем больше в нефти смол и асфальтенов, тем выше ее плотность. При добыче нефти важно знать ее вязкость. Различают динамическую и кинематическую вязкость. Динамической вязкостью называется внутреннее сопротивление отдельных частиц жидкости движению общего потока. У легких нефтей вязкость меньше, чем у тяжелых. При добыче и дальнейшей транспортировке тяжелые нефти подогревают. Кинематической вязкостью называется отношение динамической вязкости к плотности среды. Большое значение имеет знание поверхностного натяжения нефти. При соприкосновении нефти и воды между ними возникает поверхность типа упругой мембраны. Капиллярные явления используются при добыче нефти. Силы взаимодействия воды с горной породой больше, чем у нефти. Поэтому вода способна вытеснить нефть из мелких трещин в более крупные. Для увеличения нефтеотдачи пластов используются специальные поверхностно-активные вещества (ПАВ). Нефти имеют неодинаковые оптические свойства. Под действием ультрафиолетовых лучей нефть способна светиться. При этом легкие нефти светятся голубым светом, тяжелые – бурым и желто-бурым. Это используется при поиске нефти. Нефть является диэлектриком и имеет высокое удельное сопротивление. На этом основаны электрометрические методы установления в разрезе, вскрытом буровой скважиной, нефтеносных пластов.

 

4.1) Содержание воды

При добыче и переработке нефть дважды смешивается с водой: при выходе с большой скоростью из скважины вместе с сопутствующей ей пластовой водой и в процессе обессоливания, т.е. промывки пресной водой для удаления хлористых солей. В нефти и нефтепродуктах вода может содержаться как в виде простой взвеси, тогда она легко отстаивается при хранении, так и в виде стойкой эмульсии, тогда приходится прибегать к специальным методам обезвоживания. Часть эмульсии улавливается ловушками, собирается и накапливается в земляных амбарах и нефтяных прудах, где из нее испаряются легкие фракции. Такие нефти получили название "амбарные". Они высокообводненные и смолистые, с большим содержанием механических примесей, трудно обезвоживаются.

Присутствуя в нефти, особенно с растворенными в ней хлористыми солями, вода осложняет ее переработку. При наличии воды в карбюраторном и дизельном топливе снижается их теплотворная способность, происходит засорение и закупорка частей двигателя автомобиля или авиалайнера. Кроме того, содержание воды в масле усиливает его склонность к окислению, ускоряет процесс коррозии металлических деталей, соприкасающихся с маслом.

4.2) Содержание механических примесей

Присутствие механических примесей в нефти объясняется условиями ее залегания и способами добычи. Механические примеси состоят из частиц песка, глины и других твердых пород, которые, оседая на поверхности воды, способствуют образованию нефтяной эмульсии. В отстойниках, резервуарах и трубах при подогреве нефти часть механических примесей оседает на дне и стенках, образуя слой грязи и твердого осадка. При этом уменьшается производительность оборудования, а при отложении осадка на стенках труб уменьшается их теплопроводность. Массовая доля механических примесей до 0,005% включительно оценивается как их отсутствие.

4.3) Вязкость

Вязкость определяется структурой углеводородов, составляющих нефть, т.е. их природой и соотношением, она характеризует возможность распыления и перекачивания нефти и нефтепродуктов: чем ниже вязкость жидкости, тем легче осуществлять ее транспортировку по трубопроводам, производить ее переработку. Особенно важна эта характеристика для определения качества масленых фракций, получаемых при переработке нефти и качества стандартных смазочных масел. Чем больше вязкость нефтяных фракций, тем больше температура их выкипания.

Наибольшей ценностью обладает легкая нефть с низким содержанием серы, воды, солей и механических примесей, а также с низкой вязкостью.

Нефтеразведка включает в себя геологоразведочные работы, целью которых является выявление и подготовка к разработке залежей нефти, а также их геолого-экономическая оценка. Геологоразведочные работы принято подразделять на 2 этапа: поисковый и разведочный. На поисковом этапе происходит первоначальная оценка и изучение потенциальных нефтегазоносных месторождений с последующим пробным бурением. Первые поисковые скважины бурятся на максимальную глубину. Обычно первым исследуется верхний слой (этаж) залежей, а затем более глубокие слои. На разведочном этапе производится непосредственная подготовка месторождения к разработке и добыче.

 

cyberpedia.su

Плотность - фракция - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Плотность - фракция

Cтраница 1

Плотность фракций зависит как от фракционного, так и химического состава топлив. Плотность повышается с увеличением температуры выкипания 50 % фракций. Плотность углеводородов возрастает парафиновых, нафтеновых к ароматическим. Среди парафиновых углеводородов высокую плотность имеют парафины разветвленного строения.  [1]

Плотность фракций может быть определена интерполяцией табличных значений в соответствии со средней температурой кипения.  [2]

Плотность фракций, содержащих твердые УВ, определяют при 70 С. Методика определения аналогична таковой при 20 С. Разница заключается лишь в том, что перед заполнением пикнометра необходимо нагревать исследуемый продукт до температуры плавления.  [3]

Плотность фракции СвН12 ( рс) определяют методом, описанным выше.  [4]

Плотности фракций - расчетные ( см. табл. 4) и экспериментальные ( см. табл. 2) также хорошо совпадали. Целевая фракция, выводимая с 13 - й тарелки К-5, по вариантам 2 - 5, имеет плотности 942 - 956 кг / м3, что связано с различием условий их отбора. Высокое содержание углеводородов, выкипающих до 180 С, в варианте 2 показывает, что отборы олифной фракции ( 130 - 220 С), выводимой с 18 - й тарелки колонны К-5, далеки от оптимальных и в вариантах 3 - 5 показана возможность получения еще 10 - 22 % компонентов фракции 130 - 220 С дополнительно к количеству, выводимому в обычном режиме перегонки жидких продуктов пиролиза.  [5]

Плотность фракций ДБК определяют при стандартных условиях.  [6]

Коэффициент рефракции и плотность фракций постепенно возрастают сверху вниз колонны. Изменение молекулярного веса фракций незакономерно, однако вещества большего молекулярного веса стремятся сконцентрироваться на дне колонны. Смесь углеводородов с незначительным количеством ароматических структур концентрируется в верхней части колонны, а ароматические соединения с азотом, серой и кислородом - в нижней.  [7]

Коэффициент рефракции и плотность фракций постепенно возрастают сверху вниз колонны. Изменение молекулярного веса фракций езакономерно, однако вещества большего молекулярного веса стремятся сконцентрироваться на дне колонны. Смесь углеводородов с незначительным количеством ароматических структур концентрируется в верхней части колонны, а ароматические соединения с азотом, серой и кислородом - в нижней.  [8]

Здесь ру - плотность фракции; А, Н, П - содержание аренов, циклоаренов и алканов ( парафинов) в бензиновой фракции соответственно, % мае.  [9]

При построении зависимости плотности фракций ДБК отечественных месторождений от их температуры кипения плотность фракций отнесена к середине интервала выкипания фракции. Однако если те же значения плотностей фракций ДБК отнести к началу их кипения, то расхождение между плотностями, определенными по этой зависимости, и найденными по кривой, построенной по результатам работы i [25], возрастает в 3 - 4 раза. Таким образом, при использовании зависимостей, приведенных на рис. 10, в качестве температуры кипения фракций ДБК следует брать середину интервала ее кипения.  [11]

По молекулярному весу и плотности фракции С7 из рис. V.10 определяют критическое давление ркр с.  [13]

Метод основан на зависимости плотности фракций, полученных разгонкой сухого хлорбензола, от содержания в них бензола и полихлоридов.  [15]

Страницы:      1    2    3    4    5

www.ngpedia.ru

Плотность - фракция - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 4

Плотность - фракция

Cтраница 4

В результате термической деструкции узких по плотности витря-китовых фракций изометаморфных газовых углей двух генетических типов получены продукты, значительно отличающиеся по выходу и составу. Установлены зависимости выхода первичных продуктов термической деструкции от генетического типа и плотности витринитовой фракции газовых углей.  [46]

В результате термической деструкции узких по плотности витринитовых фракций изометаморфных газовых углей двух генетических типов получены продукты, значительно отличающиеся по выходу и составу. Установлены зависимости выхода первичных продуктов термической деструкции от генетического типа и плотности витринитовых фракций газовых углей.  [47]

Однако применение диаграммы Ватсона возможно, если известны средние температуры кипения и плотности фракций.  [48]

Для средних и тяжелых нефтей разгонка по Энглеру часто охватывает менее половины всей нефти, по НТК - большую долю нефти, но далеко не всю нефть. Свойства неперегоняемой части нефти приближенно оценивают путем экстраполяции логарифма температуры кипения и логарифма плотности фракций от логарифма суммарной массы отгона.  [49]

Коэффициенты А и В подбираются для каждого типа нефти и рекомендуется их определять методой наименьших квадратов. После определения Zi и коэффициентов А и 6 по уравнению ( 33) вычисляется плотность фракций с любой температурой кипения. Для апроксимации и продления фракционного состава по НТК до необходимой температуры кипения, а также расчета плотностей нефтяных фракций необходимы экспериментальные значения выходов фракций по НТК и плотностей. Достаточную исходную информацию представляют экспериментальные плотности и выходы по ИГЕ фракций с температурой выкипания до 380 С.  [50]

Оценку ( эффективности) процессов обогащения, различных обогатительных машин можно осуществить, принимая во внимание результаты фракционного анализа, кривые показывают извлечение в тот или иной продукт фракций различной плотности. В соответствии с законом нормального распределения теории вероятности за разделяющую ( 5Р) принимают плотность фракций, 50 % которых извлекается в концентрат и 50 % в отходы.  [51]

НТК, либо в условный компонент объединяют несколько следующих друг за другом узких фракций. В этом случае допустимо принимать за температуру кипения и плотность условного компонента средне-массовое значение температур кипения и плотностей фракций, образующих данный условный компонент.  [52]

Содержание ароматических углеводородов в бензине может быть определено способом плотностей на основании формулы ( XVIII. Бензин разгоняют на фракции 60 - 95, 95 - 122 и 122 - 150 и определяют при помощи весов Вестфаля плотность фракций до и после удаления ароматических углеводородов. Ароматические углеводороды удаляют серной кислотой крепостью 98 % точно так те, как это указано выше при описании определения содержания ароматических углеводородов по способу максимальной анилиновой точки.  [53]

При расслоении по частям отобранной от класса пробы продукты расслоения одинаковых фракций собирают на одни и те же противни. На стенку противня с внутренней стороны до высыпания в противень пробы делают наклейку - этикетку с указанием номера пробы, класса и плотности фракции.  [54]

Классификация по химическому составу базируется на взаимосвязи плотности и химического состава. Для анализа отбираются фракции 250 - 275 С и 275 - 300 UC. Если плотность фракции 250 - 275 С менее 825, то считают, что нефть парафинового основания; при плотности более 860 - нафтенового. Аналогично для фракции 275 - 300 С до плотности 877 - нефть парафинового основания, выше 934 - нафтенового. Между указанными величинами считают, что нефти - промежуточного основания. Существуют разновидности химической классификации, одна из них, в частности, основана на изучении структурного - группового состава нефти.  [55]

Классификация по химическому составу базируется на взаимосвязи плотности и химического состава. Для анализа отбираются фракции 250 - 275 С и 275 - 300 С. Если плотность фракции 250 - 275 С менее 825, то считают, что нефть парафинового основания; при плотности более 860 - нафтенового. Аналогично для фракции 275 - 300 С до плотности 877 - нефть парафинового основания, выше 934 - нафтенового. Между указанными величинами считают, что нефти - промежуточного основания. Существуют разновидности химической классификации, одна из них, в частности, основана на изучении структурного - группового состава нефти.  [56]

Плотность нефтей и нефтепродуктов с повышением температуры снижается. Плотность характеризует химическую природу, происхождение и товарное качество нефти. Так, плотность фракции с одинаковыми пределами кипения наиболее низкая из парафинистых нефтей и наибольшая из высокоароматизированных нефтей. Плотность фракций из нафтено-парафинистых нефтей занимает промежуточное положение. Как видно из формулы ( 4), чем выше температура кипения фракции, тем больше молекулярная масса ее компонентов, поэтому нефти с большей плотностью имеют и меньший отгон фракции до 300 С.  [57]

Плотность нефтяных фракций зависит от их химического и фракционного состава. Аналогичные фракции из парафинистых нефтей имеют меньшую плотность, чем из нефтей со значительным содержанием аренов. С ростом температуры плотность фракций повышается.  [58]

При температуре окружающей среды пропан растворяет исходное масло, а при повышении температуры до 40 - - 60 С из раствора выделяются смолистые и асфальтовые соединения. При критической температуре пропана 96 8 С его растворяющая способность падает до минимума и выделяются последующие масляные фракции. Разделение масла происходит по плотности фракций и имеет сходство с эффектом дистилляции, но из-за относительно низких температур проходит в более постоянных условиях. Пропан не отделяет ароматических и нафтеновых углеводородов от парафиновых, и экстракция с его участием нисколько не улучшает свойств масел. Ранее же описанные растворители повышают качество масел. В связи с этим обработка масел пропаном служит только для удаления асфальтовых соединений.  [59]

Резкое влияние степени регулярности ПВХ на его растворимость приводит к аномальному распределению фракций по молекулярному весу. Таким образом, первые фракции содержат не только высокомолекулярную часть полимера, но и более регулярные, хотя и менее длинные макромолекулы. Это подтверждается тем, что плотность фракций уменьшается с повышением номера.  [60]

Страницы:      1    2    3    4    5

www.ngpedia.ru

Плотность - узкая фракция - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Плотность - узкая фракция

Cтраница 1

Плотность узких фракций ма: ута до 500 С принимается по дан ным аналитического определения. Плотность вышекипящих фракций определяется по уравнению ( 2), исходя из плотности мазута и содержа ния этих фракций в нем.  [1]

Плотность узких фракций нефти заметно зависит от химического состава, что видно на примере индивидуальных углеводородов.  [3]

Плотность узких фракций нефти сильно зависит от химического состава. Ароматические углеводороды обладают наибольшей плотностью, парафиновые наименьшей, а нафтеновые занимают промежуточное положение. Следовательно, даже по величине плотности можно делать предварительные выводы об особенностях химического состава бензинов и керосинов, а тем более узких фракций. Как будет видно из дальнейшего изложения, величина плотности входит в различные комбинированные константы, характеризующие нефтепродукты. Для некоторых товарных нефтепродуктов плотность является нормируемой константой.  [4]

Плотность узких фракций нефти заметно зависит от химического состава, что видно на примере индивидуальных углеводородов.  [5]

Для расчета плотности узких фракций по известной плотности нефти и отгону фракции от нефти известна формула L 6 J, рекомендованная авторам и для расчета плотности фракций нефти, выкипающих до 450 С.  [6]

Уравнение для расчета плотности узких фракций нефти: Экспресс - информацияХ / Новости науки и техники нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности.  [7]

В табл. 4.1 приведены значения плотности узких фракций нефтей Западной Сибири.  [9]

В табл. 4.1 приведены значения плотности узких фракций иефтей Западной Сибири.  [10]

Таким образом, предложенный расчетный метод позволяет вычислять плотность узких фракций с достаточной точностью и предсказывать ее значение для внсококипящвх фракций, когда невозможно провести эксперимент.  [12]

Расчетная плотность исходной нефти, вычисленной по выходам н плотности узких фракций, по рекомендуемому методу хорошо согласуется с экспериментальной и служит критерием правильности определения расчетной кривой ИГЕ и плотности узких фракций.  [13]

Таким образом, в ГОСТ может быть включен показатель объемной плотности зерен или, предпочтительнее, показатель вибронасыпной плотности узкой фракции.  [14]

Правильность представления фракционного состава и плотностей нефтяных фракций в области экстраполяции контролируется сравнением определенной экспериментально плотности остатка анализируемой нефти и его расчетной плотности, полученной из рассчитанных значений плотностей узких фракций, входящих в состав остатка.  [15]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

Плотность - нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 4

Плотность - нефть

Cтраница 4

Плотность нефти зависит от многих факторов: химической природы входящих в нее веществ, фракционного состава, количества смолистых веществ, количества растворенных газов и других, поэтому в ГОСТах на реактивные топлива, керосин, некоторые бензины она является нормируемым показателем. Плотность нефти зависит и от глубины залегания, как правило, уменьшаясь с увеличением глубины залегания. Исключение из этого правила объясняют вторичными явлениями, например миграцией легких нефтей в более высокие горизонты залегания.  [46]

Плотность нефтей и нефтепродуктов с повышением температуры снижается. Плотность характеризует химическую природу, происхождение и товарное качество нефти. Так, плотность фракции с одинаковыми пределами кипения наиболее низкая из парафинистых нефтей и наибольшая из высокоароматизированных нефтей. Плотность фракций из нафтено-парафинистых нефтей занимает промежуточное положение. Как видно из формулы ( 4), чем выше температура кипения фракции, тем больше молекулярная масса ее компонентов, поэтому нефти с большей плотностью имеют и меньший отгон фракции до 300 С.  [47]

Плотность нефти определяется в лаборатории при стандартных условиях.  [48]

Плотность нефти и нефтепродуктов существенно зависит от-температуры и давления окружающей среды.  [49]

Плотность нефти в резервуаре не является постоянной величиной для всей массы жидкости, поэтому приходится определять среднюю плотность всего объема нефти, чтобы найти ее массу.  [50]

Плотность нефти измеряют поточными плотномерами или ареометрами в условиях аналитической лаборатории по объединенной ( среднесменной) пробе, отобранной, например, автоматическим пробоотборником, с последующим ее перемешиванием перед измерением плотности. Температуру нефти и давление при условиях измерения плотности и объема измеряют соответственно термометрами и манометрами.  [51]

Плотность нефти и нефтепродуктов связана с их химическим составом, поэтому в ГОСТах на реактивные топлива, керосин, некоторые бензины она является нормируемым показателем.  [52]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Основные физико-химические свойства нефтей

Физико-химические свойства нефтей и их фракций являются функцией их химического состава и структуры отдельных компонентов, а также их сложного внутреннего строения, обусловленного силами межмолекулярного взаимодействия.

Поскольку нефть и её фракции состоят из большого числа разнообразных по химической природе веществ, различающихся количественно и качественно, свойства нефтепродуктов представляют собой усреднённые характеристики, и показатели их непостоянны как для различных нефтей и фракций, так и для одинаковых фракций из разных нефтей.

Нефть и нефтепродукты представляют собой достаточно сложные растворы

углеводородов и их гетеропроизводных. Анализ таких растворов с выделением индивидуальных соединений требует много времени. Поэтому в технологических расчётах при определении качества сырья, продуктов нефтепереработки и нефтехимии часто пользуются данными технического анализа. Последний состоит в определении некоторых физико-химических и эксплуатационных свойств нефтепродуктов. С этой целью используют следующие методы, в комплексе дающие возможность характеризовать товарные свойства нефтепродуктов в различных условиях эксплуатации, связать их с составом анализируемых продуктов, дать рекомендации для наиболее рационального их применения:

Ø химические, использующие классические приемы аналитической химии;

Ø физические – определение плотности, вязкости, температуры плавления, замерзания и кипения, теплоты сгорания, молекулярной массы, а также некоторых условных показателей;

Ø физико-химические – колориметрия, потенциометрическое титрование, нефелометрия, рефрактометрия, спектроскопия, хроматография;

Ø специальные испытания эксплуатационных свойств и состава анализируемых продуктов (определение октанового и цетанового числа моторных топлив, химической стабильности топлив и масел, коррозионной активности, температуры вспышки и воспламенения).

 

Из физических параметров нефтей наибольшее значение имеют относительная плотность, вязкость, молекулярная масса, температуры кипения, застывания, теплота сгорания, оптические свойства, позволяющие судить в первом приближении о её составе.

Плотность. Плотность нефти - характеризует состав и качество нефти и легкость отстаивания её от воды.

Плотность – величина, определяемая как отношение массы вещества к занимаемому им объёму.

Для нефти и нефтепродуктов обычно пользуются относительной плотностью, определяемой как отношение плотности нефти при 20°С к плотности воды при 4°С ( ).

Относительная плотность газов показывает, во сколько раз плотность его выше плотности сухого воздуха.

Относительная плотность нефтей в основном изменяется в пределах 0,750-1,0 г/см3. Но встречаются нефти с плотностью ниже 0,750 и густые асфальтообразные, плотность которых превышает 1,0. Различие в плотности нефтей связано с различием в количественном соотношении углеводородов отдельных классов: так нефти с преобладанием алканов легче нефтей, богатых ароматическими углеводородами. Нефти, содержащие значительный процент смолистых соединений, характеризуется плотностью выше 1,0.

При одной и той же температуре плотность и удельный вес численно равны, так как вес вещества пропорционален его массе. В ряде стран, в том числе в России, принято определять плотность ρ при 20°С. Так как зависимость плотности нефтепродуктов от температуры имеет линейный характер, то, зная плотность при температуре ρt4, можно найти ρ4 20по формуле:

где ρt4 –относительная плотность при температуре анализа;

- относительная плотность при 20ºС;

t – температура, при которой проводится анализ, ºС;

γ — температурная поправка к плотности на 1ºС, находится по таблицам (табл. 1)

или может быть рассчитана по формуле:

Плотность ρtнефтепродуктов в пределах температуры t= 20 - 250ºС можно определить по формуле:

В США и Англии относительную плотность определяют при одинаковой температуре анализируемого вещества и воды, равной 15,56ºС (60ºF). Относительную плотность при 20ºС в этом случае рассчитывают по формуле:

Плотность нефтяных фракций зависит от давления. Эта зависимость выражена для дистиллятных фракций более четко, чем для остаточных. В интервале температур до 340 °C изменение давления от 0,1 до 10 МПа приводит к увеличению плотности прямогонных нефтяных остатков не более чем на 2,5 %. В небольших пределах изменений давлений зависимости плотности реактивных топлив от давления носит линейный характер.

На величину плотности нефти оказывает существенное влияние наличие растворенных газов, фракционный состав нефти и количество смолистых веществ в ней. В большинстве случаев чем больше геологический возраст и соответственно больше глубина залегания пласта, тем меньшую плотность имеет нефть. 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

Таблица 1

Средние температурные поправки γ плотности на 1ºС для нефтей и нефтепродуктов

 

Для бензиновых фракций плотность заметно увеличивается с увеличением количества бензола и его гомологов. Знание плотности нефти и нефтепродуктов необходимо для всевозможных расчетов, связанных с выражением их количества в весовых единицах. Для некоторых нефтепродуктов плотность является нормируемым показателем качества.

 

Для того чтобы определить при помощи этой таблицы плотность нефтепродукта при данной температуре, необходимо:а) найти по паспорту плотность нефтепродукта при +20ºС;б) измерить среднюю температуру груза в цистерне;в) определить разность между +20ºС и средней температурой груза;г) по графе температурной поправки найти поправку на 1ºС, соответствующую плотность данного продукта при +20ºС;д) умножить температурную поправку плотности на разность температур;е) полученное в п. "д" произведение вычесть из значения плотности при +20ºС, если средняя температура нефтепродукта в цистерне выше +20ºС, или прибавить это произведение, если температура продукта ниже +20ºС.Примеры.

1. Плотность нефтепродукта при +20ºС, по данным паспорта 0,8240. Температура нефтепродукта в цистерне +23ºС. Определить по таблице плотность нефтепродукта при этой температуре.Находим:а) разность температур 23º - 20º =3º;б) температурную поправку на 1ºС по таблице для плотности 0,8240, составляющую 0,000738;в) температурную поправку на 3º:0,000738*3=0,002214, или округленно 0,0022;г) искомую плотность нефтепродукта при температуре +23ºС (поправку нужно вычесть, так как температура груза в цистерне выше +20ºС), равную 0,8240-0,0022=0,8218, или округленно 0,8220.2. Плотность нефтепродукта при +20ºС, по данным паспорта, 0,7520. Температура груза в цистерне -12ºС. Определить плотность нефтепродукта при этой температуре.Находим:а) разность температур +20ºС - (-12ºС)=32ºС;б) температурную поправку на 1ºС по таблице для плотности 0,7520, составляющую 0,000831;в) температурную поправку на 32º, равную 0,000831*32=0,026592, или округленно 0,0266;г) искомую плотность нефтепродукта при температуре -12ºС (поправку нужно прибавить, так как температура груза в цистерне ниже +20ºС), равную 0,7520+0,0266=0,7786, или округленно 0,7785.

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)

 

Относительный удельный вес нефтяных и природных газов определяется как отношение веса газа к весу такого же объема воздуха при одинаковых условиях.

Если считать газ идеальным, то при 273 К, давлении 101,3 кПа и объёме 22,4 л масса m газа равна его молекулярной массе М. В таких же условиях масса 22,4 л воздуха составляет 28,9 г, поэтому относительная плотность газа относительно воздуха равна:

Если давление и температура отличаются от нормальных, то плотность газа можно рассчитать по формулам (Прим. Температура используется по шкале Кельвина, а давление Рх10-5Па):

или

 

Пример решения задачи: Рассчитать плотность газа, имеющего среднюю молекулярную массу 64, при 60°С и давлении 3 атм.

Решение.

Дано:

М = 64

Т = 60 + 273 = 333 К

Р =3х1,013х105 = 3,039х105 Па

Ход решения.

Относительную плотность газа находим по уравнению с учетом примечания:

кг/м3

Экспериментально плотность нефти (нефтепродукта) определяют одним из трёх стандартных методов: ареометром (нефтеденсиметром), гидростатическими весами Вестфаля-Мора и пикнометром. Из них наиболее быстрым является ареометрический метод, а наиболее точным – пикнометрический. Преимуществом пикнометрического метода также является использование сравнительно малых количеств анализируемой пробы.

Определение плотности пикнометром (ГОСТ 3900-85).

Стандартной температурой, при которой определяется плотность нефти и нефтепродуктов, является 20ºС. Для определения плотности применяют стеклянные пикнометры с меткой и капилярной трубкой различной ёмкости (рис.4).

Пикнометры представляют собой стеклянные сосуды различной формы 5, 10 и 25 мл., закрывающиеся пришлифованной пробкой. Они могут быть двух типов: первые имеют капиллярное отверстие в пришлифованной пробке чтобы можно было удалять лишнее количество испытуемого вещества, у других имеется кольцевая метка на горловине для точного дозирования испытуемого нефтепродукта в пикнометр.

Рис. 4. Пикнометры

Каждый конкретный пикнометр характеризуется так называемым «водным числом», т.е. массой воды в объёме данного пикнометра при 20ºС.

Плотность нефти (нефтепродукта) определяют следующим образом. Сухой и чистый пикнометр наполняют с помощью пипетки анализируемой нефтью (нефтепродуктом) при 18-20ºС, стараясь не замазать стенки пикнометра. Затем пикнометр с нефтью (нефтепродуктом) закрывают пробкой и термостатируют при 20±0,1ºС до тех пор, пока уровень нефти (нефтепродукта) не перестанет изменяться. Избыток нефти (нефтепродукта) отбирают пипеткой или фильтровальной бумагой. Уровень в пикнометре устанавливают по верхнему краю мениска. Пикнометр с установленным уровнем вынимают из термостата, тщательно вытирают и взвешивают с точностью до 0,0002г.

«Видимую» плотность ρ анализируемой нефти (нефтепродукта) вычисляют по формуле:

ρ = (m2 – m1)/m,

где m2 – масса пикнометра с нефтью (нефтепродуктом), г; m1 – масса пустого пикнометра, г; m – водное число пикнометра, г.

Похожие статьи:

poznayka.org

Плотность - фракция - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Плотность - фракция

Cтраница 3

У ншков осстан овленных углей марок Г и К характер изменения температуры максимальной скорости разложения с увеличением плотности витринитовых фракций обратен найденному для восстановленных углей тех же марок.  [31]

Эта смесь ( плотность 1 12 г / см3) удобна тем, что ее компоненты имеют резко различные температуры кипения я плотности; поэтому по плотности фракций, отгоняемых в определенных температурных пределах, можно не только с достаточной точностью судить об их составе, но и проследить изменение состава фракций при двукратной разгонке.  [33]

Лутс [11] первый обратил внимание на то, что обыкновенная перегонка смолы представляет собой не простой процесс дестилляции, а более глубокий процесс - крекинг высокомолекулярных веществ, сопровождающийся выделением газов и изменением плотности фракций дестиллата, получающегося при атмосферной перегонке, по сравнению с фракциями вакуумной разгонки.  [34]

Парафин из сураханской нефти, разогнанный на узкие фракции, имеет температуру плавления приблизительно на 20 ниже, чем нормальные парафиновые углеводороды соответствующих молекулярных весов. Плотности фракций парафина из этой нефти значительно выше, чем плотности нормальных парафиновых углеводородов соответствующих молекулярных весов.  [36]

Приемники с отобранными дистиллятами взвешивают и по разности определяют массу каждой фракции. Убедитесь, что плотность фракций растет с увеличением температуры их кипения.  [38]

При построении зависимости плотности фракций ДБК отечественных месторождений от их температуры кипения плотность фракций отнесена к середине интервала выкипания фракции. Однако если те же значения плотностей фракций ДБК отнести к началу их кипения, то расхождение между плотностями, определенными по этой зависимости, и найденными по кривой, построенной по результатам работы i [25], возрастает в 3 - 4 раза. Таким образом, при использовании зависимостей, приведенных на рис. 10, в качестве температуры кипения фракций ДБК следует брать середину интервала ее кипения.  [40]

Горным бюро США была предложена так называемая химическая классификация нефтей, в основу которой положена связь между плотностью и углеводородным составом нефтей. Недостатки этой классификации - в известной условности границ плотностей характерных фракций и в том, что обозначения отдельных классов не отражают действительного состава нефти.  [42]

Разработанная программа позволяет с высокой точностью аппроксимировать состав нефти по ИГО, продлить ИГО нефти практически до конца кипения ( до 1000 С и выше) и вычислить плотность этих фракций. При этом отпадает необходимость в аналитическом определении выхода и плотности фракций, выкипающих выше 380 С.  [44]

Коксование крекинг-остатка сопровождается высоким выходом газойля, а коксование прямогонного остатка дает больше керосиновой фракции. При коксовании остатков нефтей с различным содержанием серы существенно изменяется плотность керосино-гаэойле-вых фракций и содержание в них серы, ванадия и смол. По мере утяжеления остатка содержание серы в газах возрастает примерно в 2 5 раза, а в жидких продуктах-уменьшается.  [45]

Страницы:      1    2    3    4    5

www.ngpedia.ru