![]() Главная страница Случайная страница КАТЕГОРИИ: АвтомобилиАстрономияБиологияГеографияДом и садДругие языкиДругоеИнформатикаИсторияКультураЛитератураЛогикаМатематикаМедицинаМеталлургияМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогикаПолитикаПравоПсихологияРелигияРиторикаСоциологияСпортСтроительствоТехнологияТуризмФизикаФилософияФинансыХимияЧерчениеЭкологияЭкономикаЭлектроника |
Физико-химические свойства нефти и нефтепродуктовСтр 1 из 3Следующая ⇒
Лекция 3 ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТИ И ГАЗА Физико-химические свойства нефти и нефтепродуктов В основе разработки и переработки нефти и товарных нефтепродуктов лежат физико-химические процессы и управление этими процессами требует знания физических и физико-химических свойств нефти, ее фракций. В большинстве случае из-за сложности состава используются средние значения физико-хими-ческих характеристик нефтяного сырья.
1. Плотности (нефть, конденсат, н/п). Плотность является важнейшей характеристикой, позволяющей в совокупности с другими константами оценивать химический и фракционный состав нефти и нефтепродуктов (н/п). Плотность принято выражать абсолютной и относительной величиной. Абсолютной плотностью считается масса вещества, заключенная в единице объема, плотность имеет размерность кг/м3 или г/см3. В практике нефтепереработки принято использовать безразмерную величину относительной плотности нефти или н/п, которая равна отношению плотности н/п при 20 0С к плотности воды при 4 0С и относительная плотность обозначается ρ 420, поскольку плотность выоды при 4 0С равна единице, числовые значения относительной и абсолютной плотности совпадают. В некоторых зарубежных странах за стандартную принята одинаковая температура н/п и воды, равная 60 0F, что соответствует 15, 5 0 и относительная плотность обозначается ρ 1515. Взаимный пересчет ρ 420 и ρ 1515 производится по формулам:
ρ 1515 = ρ 420 + 0, 0035/ ρ 420 (1) или ρ 1515 = ρ 420 + 5a, (2)
где a - поправка на изменение плотности при изменении температуры на один градус и значения средней температурной поправки a для н/п приводятся в специальных таблицах. В США и других странах широко используется величина плотности, измеряемая в градусах API, связанную с ρ 1515 соотношением: 0API = 141, 5/ ρ 1515 - 131, 5 (3)
Для углеводородных и других газов за стандартные условия принимают давление 0, 1 МПа (760 мм рт. ст.) и температуру 0 0С, обычно определяют относительную плотность, т. е. отношение плотности газа к плотности воздуха (1, 293 кг/м3). Плотность любого газа при стандартных условиях может быть найдена как частное от деления его молекулярной массы на объем 1 кмоля, т. е. 22, 4 м3. Плотность газа (ρ г, кг/м3) при условиях (давление Р, МПа, температуре Т, К), отличных от стандартных, можно определить по формуле: ρ г = 1, 18 МР/Т, (4) где М – молекулярная масса газа. или ρ г = М/22, 4; (4’) где М –молекулярная масса газа, кг/кмоль, 22, 4 – объем 1 кмоля газа при стандартных условиях (0, 101 МПа (760 мм рт. ст.) и 273 К (0 0С). Плотность нефтей и н/п уменьшается с повышением температуры и эта зависимость имеет линейный характер и хорошо описывается формулой Д.И. Менделеева: ρ 4 t = ρ 420 - a(t-20), (5) где ρ 4 t - относительная плотность н/п при заданной температуре t, ρ 420 - относительная плотность н/п при стандартной температуре (20 0С). Необходимо отметить, что уравнение Д.И. Менделеева справедливо для интервала температур от 0 0С до 150 0С и погрешность составляет 5-8 %. В более широком интервале температур, т.е. до 300 0С и с меньшей погрешностью (до 3 %) зависимость плотности (кг/м3) от температуры рассчитывается по уравнению А.К. Мановяна: ρ 4 t = 1000 ρ 420 – 0, 58/ ρ 420 ∙ (t-20) –[t-1200(ρ 420 -0, 68]/1000 ∙ (t-20). (6)
Существует несколько методов определения плотности н/п, выбор того или иного метода зависит от имеющегося количества н/п, его вязкости, требуемой точности определения и времени анализа. Простейшим прибором для определения плотности жидких н/п является ареометр, градуировка ареометра отнесена к плотности воды при 4 0С и его показания соответствуют ρ 420. Точность определения плотности с помощью ареометра составляет 0, 001 для маловязких и 0, 005 – для вязких н/п. Для определения плотности высоковязкого (более 200 мм2/с при 50 0С) н/п (ρ н) ареометром поступают следующим образом. Н/п разбавляют равным объемом керосина известной плотности (ρ к) и измеряют плотность смеси (ρ см) и рассчитывают плотность н/п по формуле: ρ н = 2 ρ см - ρ к. (7) Более точно (с точностью до 0, 0005) плотность н/п определяют с помощью гидростатических весов, которые градуируются по плотности воды при 20 0С и дают показания ρ t20. Наиболее точный результат достигается при определении плотности пикнометром (до 0, 00005), в зависимости от агрегатного состояния н/п (газ, жидкость, твердое вещество) и его количества применяются пикнометры разной формы и емкости. Пикнометрический метод основан на сравнении массы нефтепродукта, взятого в определенном объеме, с массой дистиллированной воды, взятой в том же объеме и при той же температуре. Единственным недостатком пикнометрического способа является продолжительность определения. Плотность большинства нефтей и н/п меньше единицы и в среднем колеблется от 0, 80 до 0, 90 г/см3, высоковязкие смолистые нефти имеют плотность, близкую к единице, наоборот, нефти из газоконденсатных месторождений и конденсаты очень легкие (ρ 420 = 0, 75 – 0, 77 г/см3). На величину плотности нефти влияет много факторов: содержание растворенных газов и смол, фракционный, а для дистиллятов также и химический состав.
|