- •И. В. Мозговой, г. М. Давидан, л.Н. Олейник
- •Предисловие
- •Тема 1.
- •1.1. Краткая история нефтепереработки
- •1.2. Происхождение нефти
- •1.3. Мировые запасы нефти
- •1.4. Добыча нефти
- •1.5. Добыча природных газов
- •Контрольные вопросы
- •2.2. Химический состав нефти
- •2.3. Классификация нефтей
- •Контрольные вопросы
- •Тема 3.
- •3.1. Фракционный состав нефтей
- •3.2. Плотность
- •3.3. Молекулярная масса
- •3.4. Вязкость
- •3.5. Низкотемпературные свойства нефти и нефтепродуктов
- •3.6. Пожароопасные и взрывоопасные свойства нефтепродуктов
- •3.7. Оптические свойства нефти и нефтепродуктов
- •3.8. Электрические свойства нефтепродуктов
- •3.9. Тепловые свойства нефтепродуктов
- •Контрольные вопросы
- •Тема 4.
- •4.1. Газообразные алканы
- •4.2. Жидкие алканы
- •4.3. Твердые алканы
- •4.4. Физические свойства алканов
- •4.5. Химические свойства алканов
- •Контрольные вопросы
- •Тема 5.
- •5.1. Физические свойства циклоалканов
- •5.2. Химические свойства циклоалканов
- •5.3. Получение циклоалканов
- •5.3.2. Получение циклогептана
- •5.3.4. Получение циклододекана
- •Контрольные вопросы
- •Тема 6.
- •6.1. Типы аренов и концентрация их в нефтях и их фракциях
- •6.2. Физические свойства аренов
- •6.3. Химические свойства
- •6.3.3. Окисление
- •6.4. Применение аренов в нефтехимии
- •Контрольные вопросы
- •Тема 7.
- •7.1. Сернистые соединения
- •7.2. Азотистые соединения
- •7.3. Кислородсодержащие соединения
- •7.4. Асфальто-смолистые вещества
- •7.5. Микроэлементы
- •Контрольные вопросы
- •Тема 8.
- •8.1. Введение в теорию
- •8.2. Кинетика и механизм термических процессов
- •8.3. Термические превращения углеводородов в газовой фазе
- •8.4. Пиролиз (высокотемпературный крекинг)
- •8.5. Коксование
- •8.6. Промышленные термические процессы
- •Контрольные вопросы
- •Тема 9.
- •9.1. Основные понятия о катализе и катализаторах
- •9.2. Реакции карбкатионов
- •9.3. Каталитический крекинг
- •9.4. Катализаторы каталитического крекинга
- •9.5. Макрокинетика процесса
- •9.6. Промышленный каталитический крекинг
- •Контрольные вопросы
- •Тема 10.
- •10.1. Химизм процесса
- •10.2. Катализаторы процесса
- •10.3. Промышленная реализация процесса
- •Контрольные вопросы
- •Тема 11.
- •11.1. Алкилирование изоалканов алкенами
- •2,2,3-Триметилпентан
- •11.2. Изомеризация алканов с4 – с5
- •11.3. Полимеризация алкенов
- •11.4. Применение сжиженных газов и кислородсодержащих органических веществ в получении карбюраторных топлив
- •Контрольные вопросы
- •Тема 12.
- •12.1. Гидроочистка
- •12.1.3. Реакции кислородных соединений
- •12.2. Гидрокрекинг
- •Контрольные вопросы
- •Тема 13.
- •13.1. Нефтяные топлива
- •13.2. Нефтяные масла
- •13.3. Присадки к маслам
- •13.3. Пластичные смазки
- •13.5. Консервационно-смазочные материалы
- •13.6. Смазочно-охлаждающие технологические жидкости
- •13.7. Нефтяные растворители, ареновые углеводороды, керосины осветительные
- •13.8. Масла белые, вакуумные, технологические, теплоносители
- •13.9. Разные продукты
- •Контрольные вопросы
- •Тема 14.
- •14.1. Автомобильный бензин
- •14.2. Дизельное топливо
- •14.3. Авиационное топливо
- •Контрольные вопросы
- •Тема 15.
- •Контрольные вопросы
- •Библиографический список
- •Содержание
3.2. Плотность
В практике нефтепереработки обычно имеют дело с относительной плотностью. Это безразмерная величина, численно равная отношению массы нефтепродукта при температуре определения к массе дистиллированной воды при 4 или 15 оС, взятой в том же объеме. В России в качестве стандартной принята температура определения плотности 20 оС. Так как зависимость плотности от температуры в первом приближении имеет линейный характер, то можно записать:
=+ (t – 20), (3.1)
где и– плотности при 20оС и при температуре tо соответственно;
–средняя температурная поправка к плотности на 1 оС.
Формула (3.1) дает хорошие результаты при температурах от 0 до 50 оС для нефтей и нефтепродуктов с небольшим содержанием твердых парафинов и ароматических углеводородов. В практике поправку находят по таблицам, где она приведена в зависимости от плотности нефтепродукта, или рассчитывают по формуле:
= 0,001828 – 0,00132420 . (3.2)
В России стандартизованы пикнометрический и ареометрический методы определения плотности (ГОСТ 3900–85). Существует также метод определения плотности с помощью весов Вестфаля.
В англо-американских странах относительную плотность определяют при одинаковой температуре анализируемого вещества и воды, равной 15,6 оС. Относительную плотность при 20 оС в этом случае рассчитывают по формуле:
= – 5. (3.3)
Плотность большинства нефтей колеблется в пределах 820 – 900 кг/м3. Однако существуют и более тяжелые нефти с плотностью 936 – 959 кг/м3 (Ярегская), 911 кг/м3 (Вынгинская), 965 кг/м3 (Кара-Арнинская) и более легкие нефти с плотностью 720 кг/м3 (Марковская) и 783 кг/м3 (Кулсаринская). Из зарубежных нефтяных месторождений, имеющих значительные отклонения по плотности от средних значений, следует отметить нефти следующих месторождений:
тяжелые
Какаливо (Мексика) - = 972кг/м3; Харуко (Куба) -= 977кг/м3; Боскан (Венесуэла) - = 991кг/м3; Джела (Италия) - = 1019кг/м3; Атабаска (Канада) - = 1027кг/м3.
легкие
Хидли (США) - = 775кг/м3; Гуарируй (Боливия) - = 750кг/м3.
Кроме прямых методов определения плотности нефти и нефтепродуктов, существуют также и опосредствованные, в которых рассчитывают по формулам:
= 2,37пD20 – 2,112 (для нефти); (3.4)
= 1,9851пD20 – 2,0666 (для фракций нефти), (3.5)
где пD20 – показатель преломления нефтепродукта при 20 оС.
Последняя формула пригодна для парафино-нафтеновых фракций со значениями пD20 1,5 и 880 кг/м3.
Для ароматизованных фракций справедлива формула:
= 1,1885пD20 - 0,8775. (3.6)
Для узких нефтяных фракций предложена формула:
= 2,841пD20 – 3,468. (3.7)
Приведенные формулы дают менее точные результаты, чем стандартизованные. Поэтому они применяются для ориентировочной оценки качества нефти и нефтепродуктов.
Наиболее точным является пикнометрический метод определения плотности, а наиболее быстрым – ареометрический.
Плотность в сочетании с другими показателями применяют для определения углеводородного и структурно-группового состава различных фракций.