Одно из самых полезных ископаемых современности, «черное золото», «земляное масло» или просто нефть - играет на мировой финансовой арене одну из ключевых ролей. Цена на нефть определяет благосостояние не только отдельных людей, но целых государств.
Нефть была известна человечеству за несколько тысяч лет до рождества Христова. Ее использовали при строительстве легендарного города Вавилон. Древние египтяне мумифицировали с ее помощью своих умерших, а древние греки использовали нефть для создания зажигательных смесей в своих многочисленных войнах. В средние века человечество стало использовать продукты перегонки нефти в медицине и быту.
Слово «петролеум» (petroleum, англ.) образовано от словосочетания, которое дословно переводится как «каменное масло» (petrа - камень, oleum - масло). В немецком и многих других языках мира понятие, означающее «нефть» также дословно переводится как «горное (или каменное) масло», в том числе и в китайском языке. Кстати, именно жители Поднебесной в 347 году н.э. пробурили первую нефтяную скважину.
Ученые утверждают, что русское «нефть» произошло от ассирийского слова с глубокими арабскими корнями, означающего «то, что исторгнуто землей». Другие версии говорят о древнеиранском слове nаft - «влажное, жидкость».
Свойства нефти
Жидкая, маслянистая субстанция чисто черного цвета, а в некоторых случаях с коричневым или даже зеленым оттенком, нефть, имеет плотность от 0,65 до 1,05 г/см3. Показатель удельного веса относит вещество к той или иной категории, от легкой до тяжелой. Так, вещество, образованное из органических осадочных пород, с плотностью менее 0,83 г/см3 - легкая, а более 0,86 г/см3 - тяжелая.
| Плотность нефти (г/см3) | Удельный вес нефти (кг/м3) | Сколько кг нефти в 1 литре | Сколько литров в 1 барреле |
| 0,65 - 1,05 | 650 - 1050 | 0,650 - 1,050 | 158,99 |
Плотность нефти зависит не только от температуры и давления. Различный состав и количество органических соединений определяет разные пределы температур кипения и кристаллизации. Также рассматриваются такие характеристики как:
- содержание парафинов,
- вязкость нефти,
- содержание смолисто-асфальтеновых веществ,
- электрическая проводимость,
- температура вспышки и т. д.
- Многие думают, что органические вещества, из которых образовалась нефть - это останки доисторических динозавров. Это не так. На самом деле 90% из них - фитопланктон и еще 10% останки других морских прибрежных микроорганизмов древних времен.
- Нефть не залегает в подземных озерах или реках, а насыщает особые пористые горные породы-коллекторы. Именно они и образуют нефтяные месторождения.
- Нефть спасла китов от абсолютного истребления. До того, как продукт первой нефтеперегонки, керосин, стали применять для освещения, из китового жира изготавливали косметические средства, свечи и даже использовали как первое защитное покрытие для фотографий. Впоследствии спрос на жир кашалотов резко упал, а после и вовсе исчез из-за отсутствия экономической выгоды. Сегодня жир этих животных используют в крайне узкой сфере космических исследований, как смазочный материал, так как он не замерзает даже в условиях космического холода.
- Когда-то давно, на заре становления нефтеперерабатывающей отрасли, бензин был бесплатным. Главным ее производным был керосин, а бензин интересовал потребителей только как средство для выведения вшей и пятен с одежды. За ненадобностью его даже сливался в реки.
- Нефть одна из составляющих таких продуктов как жевательные резинки, губные помады, спортивное оборудование (мячи, ракетки, лыжи, покрытие газонов и пр.), приманки для рыбы и прочее оборудование для рыбалки.
- Используется при создании зубных протезов и зубной пасты, гитарных струн (нейлон), духов, антиперспирантов и даже контактных линз.
Владимир Хомутко
Время на чтение: 4 минуты
А А
Как определить абсолютную и относительную плотность нефти и нефтепродуктов?
– одна из важнейших характеристик нефти и нефтепродуктов, поэтому так важна точность её определения.
Различают два показателя этого параметра – абсолютный и относительный.
Абсолютной плотностью нефти и нефтепродуктов называют количество массы в единице объема. Она измеряется в граммах, килограммах и тоннах на кубический сантиметр или метр (г/см3, кг/м3). Определение этого показателя производят при 20-ти градусах Цельсия.
Относительная плотность представляет собой отношение плотности светлых нефтепродуктов или плотности нефти и темных нефтяных фракций, к значению этого параметра для дистиллированной воды при определенных температурах обеих жидкостей. Единицы измерения этот показатель не имеет. В нашей стране его определяют при 20-и градусах, а дистиллированной воды – при 4-х.
Этот показатель можно определить следующими методами:
- определение ареометром и денсиметром;
- пикнометрический метод;
- расчетный метод.
Измерение плотности нефтепродукта с помощью ареометра и денсиметра
Ареометры меряют как плотность нефти и нефтепродуктов, так и их температуру, а денсиметры – только плотность нефтепродуктов. Этот метод регламентируется ГОСТ-ом 3900 – 85 и заключается в том, что в исследуемый продукт погружают отградуированный ареометр, а затем производят отсчет показаний по шкале прибора при текущих условиях исследований. После этого полученный результат приводят к нормальному показателю при 20-ти градусах (для этого существует специальная таблица).
Эти измерительные средства имеют следующие пределы (г/см³):
- авиационные бензины – от 0,65 до 0,71;
- автомобильные бензины – от 0,71 до 0,77;
- керосин – от 0,77 до 0,83;
- дизтопливо и масла (индустриальные) – от 0,83 до 0,89;
- темные масла и нефтепродукты – от 0,89 до 0,95.
Процесс исследования происходит следующим образом:
| № | Полезная информация |
|---|---|
| 1 | стеклянный цилиндр устанавливается на ровную поверхность |
| 2 | затем в него наливают заранее взятую пробу исследуемого продукта таким образом, чтобы не образовались воздушные пузырьки, и не было потери объема от испарения |
| 3 | пузырьки, которые появляются на поверхности – убирают с помощью фильтровальной бумаги |
| 4 | замеряют температуру пробы перед замером и после него, используя тот же ареометр, или, в случае применения денсиметра, отдельным прибором (температура пробы должна быть постоянной с отклонениями не более 0,2 градуса) |
| 5 | осторожно опускают в сосуд сухой и чистый прибор, держа его за верхний конец |
| 6 | когда колебания измерителя прекратятся, считывают показания с верхнего или нижнего мениска (в зависимости от калибровки) |
| 7 | полученный результат является плотностью нефти или нефтепродукта при текущих условиях |
| 8 | температура проведения испытания округляется до ближайшей, которая есть в таблице |
| 9 | по той же таблице, используя полученные результаты, определяют показатель этого параметра нефтепродукта при 20° Цельсия |
Суть метода в том, что в пикнометр, представляющий собой отградуированный сосуд, наливают пробу испытываемого продукта, затем нагревают (или охлаждают) его до 20° и проводят взвешивание на специальных весах, погрешность которых не больше, чем 0,0002 грамма. Полученный результат является относительным показателем.
Такой расчет основан на зависимости этого параметра от температуры нефтепродукта.
Последовательность расчетов:
- из паспорта исследуемого продукта берут показатель его плотности при 20°;
- замеряют среднюю температуру испытуемого продукта;
- вычисляют разницу между полученным результатом и 20°, округляя её до целого;
- в специальной таблице находят поправку на один градус отклонения, которая соответствует паспортному значению параметра при плюс 20°;
- полученная определяющая поправка умножается на разницу температур;
- полученный результат прибавляют к паспортному, если температура проведения исследования ниже 20°, или вычитают из него, если Т > 20-ти.
0,650…0,659 – 0,000962; 0,660…0,669 – 0,000949; 0,670…0,679 – 0,000936;
0,680…0,689 – 0,000925; 0,6900…0,6999 – 0,000910; 0,7000…0,7099 – 0,000897;
0,7100…0,7199 – 0,000884; 0,7200…0,7299 – 0,000870;0,7300…0,7399 – 0,000857;
0,7400…0,7499 – 0,000844; 0,7500…0,7599 – 0,000831; 0,7600…0,7699 – 0,000818;
0,7700…0,7799 – 0,000805; 0,7800…0,7899 – 0,000792; 0,7900…0,7999 – 0,000778;
0,8000…0,8099 – 0,000765; 0,8100…0,8199 – 0,000752; 0,8200…0,8299 – 0,000738;
0,8300…0,8399 – 0,000725; 0,8400…0,8499 – 0,000712; 0,8500…0,8599 – 0,000699;
0,8600…0,8699 – 0,000686; 0,8700…0,8799 – 0,000673; 0,8800…0,8899 – 0,000660;
0,8900…0,8999 – 0,000647; 0,9000…0,9099 – 0,000633; 0,9100…0,9199 – 0,000620;
0,9200…0,9299 – 0,000607; 0,9300…0,9399 – 0,000594; 0,9400…0,9499 – 0,000581;
0,9500…0,9599 – 0,000567; 0,9600…0,9699 – 0,000554; 0,9700…0,9799 – 0,000541;
0,9800…0,9899 – 0,000528; 0,9900…1,000 – 0,000515.
Для лучшего понимания этой методики рассмотрим пример.
Предположим, что паспортное значение равняется 0,7960 г/см³, а исследуемый продукт нагрет до плюс 25°. Разность составляет 25 – 20 = 5°. В указанных выше значениях находим количественное значение поправки. Для диапазона от 0,7900 до 0,7999 она равна 0,000778. Умножаем её на разницу и получаем 0,000778 х 5 = 0,00389 г/см³. Округляем до четырех знаков после запятой, получаем 0,0039. Поскольку 25 больше 20-ти, полученное значение необходимо отнять от паспортного. Искомый результат составит 0,7960 – 0,0039 = 0,7921 г/см³.
Плотность - один из основных физических параметров и качественных характеристик сырой и товарной нефти . Относительная плотность нефти обычно варьируется в пределах 0,83 – 0,96.
Зная плотность нефти, можно сделать некоторые выводы о ее химическом и фракционном составе, то есть предположить какие компоненты преобладают в смеси, что в свою очередь влияет на стоимость сырья . Чем легче нефть, тем выше в ней содержание наиболее ценных легких фракций, тем меньше требуется усилий для ее переработки, и, соответственно, тем она ценнее. Ярким представителем легкой нефти является американский сорт WTI , который по-другому так и называется - Light Sweet, что в переводе с английского языка означает «легкая и сладкая» (сладкая в данном случае означает малосернистая). Некоторые виды легкой нефти, например, так называемые «белые нефти», имеют плотность всего 0,75 – 0,77.
В тяжелой нефти, наоборот, содержится большое количество высокомолекулярных примесей, таких как, смолисто-асфальтеновые вещества , что делает переработку довольно ресурсно-затратной. Поэтому и стоят тяжелые сорта нефти существенно дешевле легких сортов. Такие нефти имеют плотность, близкую к единице.
Таким образом, плотность – неотъемлемая характеристика каждого сорта нефти .
Кроме этого плотность нефти нужно знать при пересчете ее количества из объемных единиц в массовые, и наоборот, что необходимо при приемке, учете и отгрузке на нефтеперерабатывающих заводах и при транспортировке. При этом учитывается температура окружающей среды, а также климатический пояс, время года и пр. Следовательно, данные о плотности нефти необходимы не только для расчетов технологических процессов, но и для экономического планирования.
Плотность как физическая величина
Плотность – это отношение массы тела к занимаемому им объему.
Вычисляемое по данной формуле значение называют также абсолютной плотностью . В системе СИ данная величина выражается в кг/м 3 .
На практике же чаще всего прибегают к определению так называемой относительной плотности – отношению абсолютной плотности исследуемого вещества к абсолютной плотности какого-либо эталона при определенной температуре.
В большинстве случаев, в том числе в нефтяной индустрии, в качестве эталона используют дистиллированную воду. Измерения образцов нефти обычно проводят при 20 °С, и соответственно, относят полученные значения к плотности дистиллированной воды при 20 °С, либо при 4 °С (абсолютная плотность воды при данной температуре равна единице).
Установлено, что зависимость плотности большинства нефтей и нефтепродуктов от температуры имеет линейный характер (в интервале температур 0 – 50 °С) и выражается следующей формулой:
| γ = | ρ 1 - ρ 2 | |
| t 1 -t 2 |
Опираясь на данную зависимость можно вычислить плотность нефти при какой-либо температуре, зная ее плотность при другой температуре. В частности, довольно распространенной характеристикой нефти является ее относительная плотность при 20 °С относительно воды при 4 °С:
| ρ | 20 | = ρ | t | + γ (t - 20) |
| 4 | 4 |
Плотность в градусах API рассчитывается из относительной плотности, определяемой при стандартной температуре 15,6 °С (60 °F), по формуле:
| API = | 141,5 | - 131,5 | |
| ρ | 15,6 | ||
| 4 | |||
Вычислить относительную плотность, зная значение плотности в градусах API можно по обратной формуле:
| ρ | 15,6 | = | 141,5 | |
| 4 | API + 131,5 |
Таблица соответствия градусов API и относительной плотности нефти (при температуре 15,6 °С ):
| Градусы API | Относительная плотность | ©сайт |
|---|---|---|
| 8 | 1.014 | |
| 9 | 1.007 | |
| 10 | 1.000 | |
| 11 | 0.993 | |
| 12 | 0.986 | |
| 13 | 0.979 | |
| 14 | 0.973 | |
| 15 | 0.966 | |
| 16 | 0.959 | |
| 17 | 0.953 | |
| 18 | 0.946 | |
| 19 | 0.940 | |
| 20 | 0.934 | |
| 21 | 0.928 | |
| 22 | 0.922 | |
| 23 | 0.916 | |
| 24 | 0.910 | |
| 25 | 0.904 | |
| 26 | 0.898 | |
| 27 | 0.893 | |
| 28 | 0.887 | |
| 29 | 0.882 | |
| 30 | 0.876 | |
| 31 | 0.871 | |
| 32 | 0.865 | |
| 33 | 0.860 | |
| 34 | 0.855 | |
| 35 | 0.850 | |
| 36 | 0.845 | |
| 37 | 0.840 | |
| 38 | 0.835 | |
| 39 | 0.830 | |
| 40 | 0.825 | |
| 41 | 0.820 | |
| 42 | 0.816 | |
| 43 | 0.811 | |
| 44 | 0.806 | |
| 45 | 0.802 | |
| 46 | 0.797 | |
| 47 | 0.793 | |
| 48 | 0.788 | |
| 49 | 0.784 | |
| 50 | 0.779 | |
| 51 | 0.775 | |
| 52 | 0.771 | |
| 53 | 0.767 | |
| 54 | 0.763 | |
| 55 | 0.759 | |
| 56 | 0.755 | |
| 57 | 0.750 | |
| 58 | 0.747 | |
| 59 | 0.743 | |
| 60 | 0.739 | |
От чего зависит плотность нефти
Плотность нефтей зависит от множества факторов: в первую очередь от фракционного и химического состава, а также от содержания растворенных газов, условий образования и др.
В частности, чем глубже находятся залежи нефти, тем она легче. Дело в том, что чем глубже залегает нефть, тем она старше, и тем больше в ней накапливаются углеводороды, обладающие минимальной свободной энергией, такие как алканы.
Иногда из этого правила бывают исключения, которые, однако, объясняются вторичными явлениями, например миграцией нефти в верхние пласты.
Цель работы: изучение методов определения плотности нефти, определение плотности нефти при температуре опыта и пересчете результатов на плотность при температуре 20ºС и 15ºС. ГОСТ 3900-85 «Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности», ГОСТ Р 8599-2003 «Плотность и объем нефти. Таблицы коэффициентов пересчета плотности и массы».
I. Теоретическая часть
Плотность – не основной параметр для оценки качества нефтепродуктов и лишь в известной степени характеризует их состав, однако она имеет большое практическое значение при определении качества нефтей и нефтепродуктов по объему при учетно-расчетных операциях. Учет количества в объемных единицах не совсем удобен, так как объем жидкости зависит от температуры, которая может изменяться в широких пределах. Зная объем и плотность, можно при отпуске, приме и учете нефти и нефтепродуктов выражать их количество в массовых единицах.
Плотность входит составной частью в различные константы, характеризующие химический состав и свойства нефтепродуктов. Для некоторых продуктов – топлив для реактивных двигателей, мазутов, газотурбинных топлив, осветительных керосинов, бензинов-растворителей, авиационных и дизельных масел – плотность является нормируемым показателем.
Плотностью называется количество покоящейся массы, заключенной в единице объема.
Единицей плотности в системе СИ является кг/м 3 .
Удельный вес нефти - отношение веса нефти к его объему. Единицей удельного веса в системе СИ является Н/м 3 .
Плотность вещества и его удельный вес часто численно совпадают, однако нельзя забывать, что физический смысл этих величин различен.
В исследовательской практике определяется относительная плотность нефтепродуктов.
Относительной плотностью называется отношение плотности нефти или нефтепродукта при 20°С к плотности дистиллированной воды (эталонного вещества) при 4°С, то есть отношение массы нефти или нефтепродукта при 20°С к массе такого же объема дистиллированной воды при 4°С. Относительную плотность обозначают .
Плотность нефти и нефтепродукта зависит от температуры. С повышением температуры их плотность снижается. Зависимость плотности от температуры основана на линейном законе, выраженном формулой Менделеева:
,
где - относительная плотность при температуре анализа;
Относительная плотность при 20°С;
γ - средняя температурная поправка плотности на 1°С;
t - температура, при которой проводится анализ, °С.
Температурную поправку рассчитывают по формуле:
Значения поправки γ приведены в таблице 1.
Таблица 1
Средние температурные поправки γ плотности на 1°С для нефтей и
нефтепродуктов
| Плотность | Поправка γ | Плотность | Поправка γ |
| 0,6900-0,6999 | 0,000910 | 0,8500-0,8599 | 0,000699 |
| 0,7000-0,7099 | 0,000897 | 0,8600-08699, | 0,000686 |
| 0,7100-0,7199 | 0,000884 | 0,8700-0,8799 | 0,000673 |
| 0,7200-0,7299 | 0,000870 | 0,8800-0,8899 | 0,000660 |
| 0,7300-0,7399 | 0,000857 | 0,8900-0,8999 | 0,000647 |
| 0,7400-0,7499 | 0,000844 | 0,9000-0,9099 | 0,000633 |
| 0,7500-0,7599 | 0,000831 | 0,9100-0,9199 | 0,000620 |
| 0,7600-0,7699 | 0,000818 | 0,9200-0,9299 | 0,000607 |
| 0,7700-0,7779 | 0,000805 | 0,9300-0,9399 | 0,000594 |
| 0,7800-0,7899 | 0,000792 | 0,9400-0,9499 | 0,000581 |
| 0,7900-0,7999 | 0,000778 | 0,9500-0,9599 | 0,000567 |
| 0,8000-0,8099 | 0,000765 | 0,9600-0,9699 | 0,000554 |
| 0,8100-0,8199 | 0,000752 | 0,9700-0,9799 | 0,000541 |
| 0,8200-0,8299 | 0,000738 | 0,9800-0,9899 | 0,000528 |
| 0,8300-0,8399 | 0,000725 | 0,9900-1,0000 | 0,000515 |
| 0,8400-0,8499 | 0,000712 |
Плотность ρ t нефтепродуктов в пределах температуры t = 20-250 °С можно определить по формуле Мановяна:
В США и Англии относительную плотность определяют при одинаковой температуре анализируемого вещества и воды, равной 15,5556 °С (60 °F). Относительную плотность при 20 °С в этом случае рассчитывают по формуле:
.
Экспериментально плотность нефти (нефтепродукта) определяют одним из трех стандартных методов: ареометром (нефтеденсиметром), гидростатическими весами Вестфаля-Мора (рис. 1), и пикнометром (рис. 2). Из них наиболее быстрым является ареометрический метод, а наиболее точным – пикнометрический. Преимуществом пикнометрического метода также является использование сравнительно малых количеств анализируемой пробы. Определение относительной плотности нефти и нефтепродуктов производится пикнометрическим методом с использованием пикнометров типа ПЖ-1, ПЖ-2, ПЖ-3 (ГОСТ 22521) по ГОСТ 3900-85. Метод основан на определении отношения массы испытуемого продукта к массе воды, взятой в том же объеме и при той же температуре. Так как за единицу массы принимается масса 1 см 3 воды при температуре 4ºС, то плотность, выраженная в г/см 3 , будет численно равна плотности по отношению к воде при температуре 4ºС ().
Плотность большинства нефтей в среднем колеблется от 0,8 до 0,9 г/см 3 . Высоковязкие смолистые нефти имеют плотность близкую к единице. На величину плотности нефти оказывает существенное влияние наличие растворенных газов, фракционный состав нефти и количество растворенных веществ в ней. 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.
Для бензиновых фракций плотность заметно увеличивается с увеличением количества бензола и его гомологов. Для некоторых нефтепродуктов плотность является нормируемым показателем качества, она входит также составной частью в различные комбинированные константы и расчетные формулы.
Рис. 1. Весы Вестфаля-Мора:
2. термометр;
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 () - это безразмерная величина, численно равная отношению массы нефтепродукта (m н t ) при температуре определения к массе дистиллированной воды при 4 0 С (m в t) , взятой в том же объеме:
t 4 = m н t / (m в t)
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 (). Относительным удельным весом () называется отношение веса нефтепродукта при температуре определения к весу дистиллированной воды при 4С 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:
204 = t4 + t (t - 20)
где t - температурная поправка к плотности на 1 град, находится по таблицам или может быть вычислены по формуле:
t = (18,310 - 13,233204)10-4
В ряде случаев эту формулу приводят в несколько измененном виде и называют формулой Д.И. Менделеева:
t4 = 204 - t (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:
1 V 1 + 2 V 2 + … + 3 V 3 m 1 + m 2 + … + m 3
V 1 + V 2 + … + V 3 m 1 / 1 + m 2 / 2 + … + m 3 / 3
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.
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 50-100 0 С) до 480 (для 550-600 0 С).
Для упрощенных технологических расчетов существует формула Войнова:
М ср. = а + bt + ct 2 cр. (t ср. - средняя температура кипения)
В частности, для алканов эта формула имеет вид:
Мср. = 60 + 0.3 tср. + 0.001 t2cр.
За рубежом для характеристики молекулярной массы нефтей и нефтепродуктов нередко используют формулу Крега, в которой фигурирует значение плотности при 15 0 С:
Мср. = 44.2915/(1.03 - 15)
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. = M 1 n 1 + M 2 n 2 + M 3 n 3 + …
температура нефть плотность молекулярный
Вязкость (или внутреннее трение) нефти и нефтепродуктов зависит от химического и фракционного состава. Различают динамическую (Ю) и кинематическую () вязкость (из физики = Ю /).
Динамическая вязкость (Ю) или внутреннее трение - это свойство реальных жидкостей оказывать сопротивление сдвигающим касательным усилиям. Это свойство проявляется при движении жидкостей. Единица измерения - н*с/м 2 .
Динамическую вязкость иногда характеризуют как сопротивление, которое оказывает жидкость при относительном перемещении двух слоев.
Кинематическая вязкость () - величина, равная отношению динамической вязкости (Ю) к ее плотности () при той же температуре, т.е. = Ю /
Кинематическая вязкость нефтей различных месторождений изменяется в широких пределах (от 2 до 300 сст - сантистокс при 20 0 С). 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 (50 и 100 ) 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 20 0 С. Условная вязкость - величина относительная, безразмерная и выражается в условных градусах (0 ВУ).
Между величинами условной и кинематической вязкостью выведена эмпирическая зависимость:
для Ю от 1 до 120 сст t = (7.24 ВУ t - 6.25/ВУ t) или t = (7.31 ВУ t - 6.31/ВУ t)
для Ю > 120 сст 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 20 0 С 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 = A - B lgT
где А и В- постоянные величины.
Для оценки вязкостно-температурных свойств нефтяных масел применяют следующие показатели:
отношение вязкости при 50 0 С к вязкости при 100 0 С (50 / 100 );
температурный коэффициент вязкости (ТКВ). Его определяют в диапазоне от 0 до 100 0 С и от 20 до 100 0 С по формулам:
ТКВ 0-100 =(0 - 100 )/ 50 и ТКВ 20-100 =1.25 ( 20 - 100 )/ 50
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 100 0 С. В частности, его определяют как отношение значений кинематической вязкости нефтепродукта при 50 и 100 0 С, соответственно.