Физико-химические свойства нефти

1. Лекция 2

Физико-химические свойства
нефти
1. Плотность
2. Средняя температура кипения нефтяной
фракции
3. Характеризующий фактор
4. Молярная масса
5. Низкотемпературные характеристики
6. Температура вспышки, воспламенения,
самовоспламенения

2. Плотность

Плотность — физическая величина, определяемая
для однородного вещества массой его единичного
объёма .
Плотность измеряется в кг/м³ в системе СИ и в г/см³
в системе СГС.
Плотность дистиллированной воды при 40С:
ρ=1000 кг/м3
ρ=1 г/см3

3.

Относительной плотностью нефти и нефтепродуктов называют
отношение плотности нефти или нефтепродукта при 20ºС к плотности
дистиллированной воды (эталонного вещества) при 4ºС, такую плотность
20
ρ
записывают как – 4
В нормативах API (American Petroleum Institute) относительная
плотность определяется как плотность нефти при 60ºF к плотности
дистиллированной воды при 60ºF, 60ºF соответствуют 15,5556ºС, поэтому
15
60
можно увидеть такую форму записи – ρ15 или ρ60 .
В приемо-сдаточных операциях плотность нефти определяется
при 20 и 15ºС.

4.

Плотность нефти имеет большое значение для
определения качества нефти и нефтепродукта, при
проведении приемо-сдаточных операций, т.е. при
сдаче нефти нефтедобывающими компаниями
транспортным организациям, т.к. внутри страны
нефть сдается и продается тоннами, на экспорт
нефть продается баррелями. Плотность также
является основным нормируемым показателем для
всех нефтепродуктов, ГОСТ Р 8.599-2003.

5.

Плотность нефти варьируется в пределах: 730-1040 кг/м3; ГОСТ
Р 8599-2003 рассматривает пределы плотности нефти от 760 до 914
кг/м3.
Имеется несколько классификаций нефти по плотности:
1.
Исторически сложившаяся классификация:
15
легкие – ρ15 меньше 0,828 г/см3;
утяжеленные – ρ15 пределах от 0,828 г/см3 до 0,884 г/см3;
15
тяжелые – ρ15 больше 0,884 г/см3.
15
2.
Классификация по предложению XI международного нефтяного
конгресса (Лондон, 1983 г.):
15
легкие – ρ15 больше 0,870 г/см3;
средние – ρ15 в пределах от 0,870 г/см3 до 0,920 г/см3;
15
тяжелые – ρ15 в пределах от 0,920 г/см3 до 1 г/см3;
15
сверхтяжелые – ρ15 больше 1 г/см3, вязкость не превышает 10 Па·с;
15
нефтебитумы – ρ15 больше 1 г/см3, вязкость больше 10 Па·с.
15

6.

1.
Классификация в соответствии ГОСТ 31378-2009. Нефть. Общие
технические условия [3] (или ГОСТ 51858-2002 Нефть. Общие технические
условия [6]), таблица 2.1:
0 – особо легкая
1 – легкая
2 – средняя
3 – тяжелая
4 – битуминозная
Таблица 2.1
Тип нефти (ГОСТ 31378-2009. Нефть. Общие технические условия)
Плотность,
Норма для нефти типа
3
кг/м , при
температур
0
1
2
3
4
е:
20ºС
не более
830,1 –
850,1 –
870,1 –
более
830,0
850,0
870,0
895,0
895,0
15ºС
не более
834,6 –
854,5 –
874,5 –
более
834,5
854,4
874,4
899,3
899,3
2.
Еще один вариант классификации по плотности:
супер легкая (super light) – плотность до 0,780 г/см3;
сверхлегкая (extra light) – плотность от 0,780 до 0,820 г/см3;
легкая (light) – плотность от 0,820 до 0,870 г/см3;
средняя (medium) – плотность от 0,870 до 0,920 г/см3;
тяжелая (heavy) – плотность от 0,920 до 1 г/см3;
сверхтяжелая (extra heavy) – плотность более 1 г/см3.

7.

В лабораторных условиях плотность может быть определена при
любой температуре и пересчитана на плотность по нормативным
требованиям, или проба нефти термостатируется при нужной температуре.
Зависимость плотности нефти и нефтепродуктов от температуры в
пределах от 0 до 50ºС основана на линейном законе, выраженном формулой
Менделеева:
ρ4t ρ420 γ( 20 t)
t
где ρ4 – относительная плотность при температуре опыта;
ρ420 – относительная плотность при 20ºС;
γ – средняя температурная поправка плотности на 1ºС;
t – температура опыта, ºС.

8.

Средние температурные поправки γ плотности на 1ºС для нефти и
нефтепродуктов
Плотность ρ4
Поправка γ
Плотность ρ4
Поправка γ
0,6900–0,6999
0,7000–0,7099
0,7100–0,7199
0,7200–0,7299
0,7300–0,7399
0,7400–0,7499
0,7500–0,7599
0,7600–0,7699
0,7700–0,7779
0,7800–0,7899
0,7900–0,7999
0,8000–0,8099
0,8100–0,8199
0,8200–0,8299
0,8300–0,8399
0,8400–0,8499
0,000910
0,000897
0,000884
0,000870
0,000857
0,000844
0,000831
0,000818
0,000805
0,000792
0,000778
0,000765
0,000752
0,000738
0,000725
0,000712
0,8500–0,8599
0,8600–08699,
0,8700–0,8799
0,8800–0,8899
0,8900–0,8999
0,9000–0,9099
0,9100–0,9199
0,9200–0,9299
0,9300–0,9399
0,9400–0,9499
0,9500–0,9599
0,9600–0,9699
0,9700–0,9799
0,9800–0,9899
0,9900–1,0000
0,000699
0,000686
0,000673
0,000660
0,000647
0,000633
0,000620
0,000607
0,000594
0,000581
0,000567
0,000554
0,000541
0,000528
0,000515
20
20

9.

Плотность нефтепродуктов в пределах температуры t = 20–250°С
можно определить по формуле Мановяна:
ρ 1000
t
4
20
4
[t 1200( 420 0,68)]
20 (t 20)
(t 20)
1000
4
0,58
Относительную плотность при 15ºС рассчитывают по формуле:
20
ρ15
15 ρ 4 5γ
Для выражения плотности часто используется еще одна величина –
плотность в градусах ºAPI (специальная функция относительной плотности
(удельного веса) при стандартной температуре 60/60ºF, вычисляемая по
формуле):
141,5
ρ API 15 131,5
15
Плотность в градусах ºAPI используется для перерасчета тонны
нефти в баррели, ГОСТ Р 8.599-2003. Один баррель (bbl) составляет
0,1589873 м3.

10. Для определения плотности используются следующие приборы:

Для
экспериментального
определения плотности нефти и
нефтепродуктов используют приборы (рисунок 1.3):
Ареометр (нефтеденсиметр) – прибор для
измерения плотности жидкостей, принцип работы
которого основан на законе Архимеда (на тело,
погружённое в жидкость, действует со стороны
этой жидкости поддерживающая сила, равная весу
вытесненной телом жидкости, направленная
вверх). Для определения плотности нефти и
нефтепродуктов
используют
ареометры
с
температурной шкалой.

11.

Пикнометры – это стеклянные сосуды разной
формы и определенного объема, применяемые для
измерения плотности веществ, в разном фазовом
состоянии. определение плотности пикнометрами
основано на определении массы вещества,
помещенного в пикнометр. Для этого взвешивают
пустой пикнометр, затем наполняют его жидким
веществом до метки на горловине и повторно
взвешивают. По разнице находят массу вещества.
Определение относительной плотности нефти и
нефтепродуктов производится пикнометрическим
методом с использованием пикнометров типа ПЖ1, ПЖ-2, ПЖ-3.
Достоинством метода является высокая точность
определения, при этом необходимы весы с
четвертым знаком после запятой.

12. Зависимость плотности нефтепродуктов ρ от температуры t (цифры на кривых – относительная плотность )

13.

Относительная плотность углеводородов
возрастает в следующем порядке:
Алканы→циклоалканы (нафтены)→ароматические
углеводороды →полиароматические угловодороды
Плотность узких фракций нефти заметно зависит от
химического состава, что видно на следующем примере –
Углеводороды, состоящие из шести атомов углерода кипят в
узком интервале температур от 68,7 до 810С, но плотность их
сильно различается:
углеводороды
плотность г/см3
гексан
метилциклопентан
циклогексан
0,660
0,749
0,779
бензол
0,879

14.

- С увеличением температуры плотность нефти и
нефтепродуктов уменьшается.
- Несмотря на то, что все нефти являются слабо
сжимаемыми жидкостями, при увеличении
давления плотности нефтей возрастают, а при
уменьшении – уменьшаются, хотя эти изменения
малы по сравнению с их номинальными
значениями. 20 1 ( Р 1)
Р
4
β –коэффициент сжимаемости нефти, в
среднем составляет – 0,000781/МПа

15. Зависимость коэффициента сжимаемости от температуры нефти и зависимость коэффициента сжимаемости от давления и температуры для

нефти плотностью 800 кг/м3
Новодмитриевского месторождения (Сваровская Н.А.)

16.

Примеры решения задач
Пример 1. Относительная плотность нефтепродукта при 20ºС – 0,745.
Определить относительную плотность нефтепродукта при 42ºС (всеми
возможными способами).
Решение:
t
20
1. По формуле Менделеева: ρ4 ρ4 γ( 20 t) ,
где ρ4 - плотность при температуре испытания, г/см3
ρ442 0,745 0,000844( 20 42 ) 0,745 0,0186 0,7264г / см3
t
Пример 2. Определить относительную плотность смеси, состоящую
из трех компонентов:
m1 = 36 кг, 20
4 (1) 0,851
m2 = 82 кг, 20
4 ( 2) 0,720
m3 = 25 кг, 20
4 (3) 0,900
Для нефти и нефтепродуктов допускается аддитивность их
объемов, хотя для некоторых нефтяных фракций их смешение может
приводить к уменьшению суммарного объема.
Решение:
Для решения задачи все параметры переводим в систему СИ:
плотность в кг/м3, объем в м3, массу в кг.
20
ρсм
20
ρсм
m1 m2 ... mn
V1 V2 ... Vn ,
36 82 25
143
143
777,17кг/м 3
36 / 851 82 / 720 25 / 900 0,0423 0,1139 0,0278 0,184

17. Молярная масса

Нефть представляет собой смесь различных
углеводородов и ряда других соединений и точно её
молярная масса просчитана быть не может. Тем не
менее молекулярная масса это важнейшая
характеристика нефти, применяется для расчетов
аппаратов подготовки и переработки нефти.
Для расчете молекулярной массы используют
несколько формул
1. Формула Воинова:
М 60 0,3tср. м. 0,001t
2
ср. м.
t - средняя молярная температура кипения нефтяной
фракции

18.

Средняя температура кипения нефтяной фракции.
Любая нефтяная фракция представляет собой
сложную смесь углеводородов, выкипающую в
некотором интервале температур. Для расчетов
используется средняя молярная температура
кипения нефтяной фракции (средняя температура
между началом и концом кипения фракции):
i n
t ср . м . xi t i
i 1
i – число компонентов (узких фракций) от 1 до n
m
x
xi - мольная доля i компонента ( M )
ti – среднеарифметическая температура кипения
узкой фракции

19.

2. Более точные результаты получают по
формуле Воинова –Эйгенсона:
М 7 K 21,5 (0,76 0,04K ) tср. м. (0,0003K 0,00245)tср2 . м.
К – характеризующий фактор, меняется в
пределах от 10,0 до 12,5 (Гуревич И.Л.)
15
3. Формула Крега:
44,29 15
М
15
1,03 15
4. Зависимость молярной массы от показателя
преломления
М 1,939436 0,0019764 tср. м. lg( 2,1500 n )
20
D

20.

Характеризующий фактор
Это условный параметр, представляющий собой
функцию плотности и средней молярной
температуры кипения фракции:
К 1,216
tср . м.
3
15
15
Средние значения К для некоторых нефтепродуктов
парафинистые
нафтеноароматические
ароматизированные
12.5-13
10-11
10
продукты крекинга
10-11

21. Молярная масса узких (пятидесятиградусных) фракций имеют достаточно близкие значения. В справочной литературе приводятся эти

данные.
Молекулярные массы нефтяных фракций
Фракция (0С) М (кг/кмоль) Фракция (0С) М (кг/кмоль)
50-100
90
350-400
260
100-150
110
400-450
305
150-200
130
450-500
350
200-250
155
500-550
412
250-300
187
550-600
480
300-350
220

22. Средняя молярная масса смеси нефти

1
М
x1
x2
(
...)
M1 M 2
где х –массовая доля

23. Низкотемпературные свойства. Температура кристаллизации, помутнения, застывания.

При охлаждении нефтепродуктов крайне
нежелательно выпадение отдельных компонентов в
осадок, например кристаллизация парафинов в
смазочных маслах. Характер кристаллизации
парафинов зависит от скорости зарождения
кристаллизационных центров и роста кристаллов.
Чем ниже температура, тем выше скорость
зарождения центров кристаллизации, но меньше
скорость их роста. На кристаллизацию оказывают
влияние вязкость, теплота плавления, наличие ПАВ,
скорость охлаждения, степень перемешивания и т.д.

24.

Температура помутнения - температура при которой
нефтепродукт становится мутным (ГОСТ 5066-91)
причиной помутнения является кристаллизация
парафинов и выпадения кристаллов льда.
Температура застывания – температура при которой
охлаждаемая в пробирке фракция не изменяет
уровня при наклоне пробирки на 450(ГОСТ 2028774)
Температура кристаллизации от −60 до + 30 °C;
зависит преимущественно от содержания в нефти
парафина (чем его больше, тем температура
кристаллизации выше) и лёгких фракций (чем их
больше, тем эта температура ниже).

25. Температура вспышки, воспламенения, самовоспламенения

Температура вспышки - минимальная температура , при
которой пары нефтепродукта образуют с воздухом смесь,
способную к кратковременному образованию пламени при
внесении в нее внешнего источника воспламенения (ГОСТ
6356-75). Вспышка представляет собой слабый взрыв,
который возможен в строго определенных концентрациях
смеси углеводородов с воздухом.
Температура воспламенения – минимальная температура ,
при которой пары нефтепродукта образуют устойчивое
незатухающее пламя. Температура воспламенения всегда
выше температуры вспышки, часто на несколько десятков
градусов.

26.

Температура самовоспламенения – минимальная
температура, при которой пары нефтепродуктов в
смеси с воздухом воспламеняются без внешнего
источника воспламенения. Температура
самовоспламенения выше температуры вспышки на
несколько сотен градусов.
Температура вспышки зависит главным образом
от давления пара низкокипящего компонента.
Например 1% бензина в смазочных маслах
понижает температуру вспышки от 200 до 1700С,
6% бензина снижают её почти в два раза.
Самовоспламенение является следствием
самоускорения экзотермических реакций,
протекающих в материале. Самовоспламенение из
за того, что тепловыделение в ходе реакций больше,
чем теплоотвод в окружающую среду.

27. определение температуры вспышки и воспламенения в открытом тигле по Кливленду (ГОСТ 4333-87, ASTM D92, ISO 2592, ).

28. Классификация нефтепродуктов по классам опасности в зависимости от температуры вспышки (нормы для транспортировки

нефтепродуктов), нефть относится к 3
классу по этой классификации
Класс
Температу
нефтепродук ра
тов
вспышки
I
Ниже +28
II
28-45
III
45-120
IV
Выше 120
Пример
Бензины, лигроины
Керосины
Мазуты, моторное,
дизельное топливо
Масла, битумы, асфальты,
парафин