Лекция 2

1. Основные физические свойства нефтей и нефтяных фракций.

2. Классификация нефтей.

3.Классификация процессов переработки нефти, газовых конденсатов и газов.

1. Основные физические свойства нефтей и нефтяных фракций

Товарные качества нефтей и нефтяных фракций характери­зуются помимо фракционного и химического составов также мно­гими показателями их физико-химических свойств.

Некоторые из них входят в ГОСТы на товарные нефтепродукты, косвенно или не­посредственно характеризуя их эксплуатационные свойства.

Дру­гие показатели используются для лабораторного контроля и авто­матического регулирования технологических процессов нефтепереработки. Значения показателей физико-химических свойств нефтей и их фракций необходимы для расчета нефтезаводской аппаратуры.

1.1. Плотность

Это одна из важнейших и широко употребляемых показателей ка­чества нефтей и нефтепродуктов. На первых этапах развития нефтя­ной промышленности она была почти единственным показателем ка­чества сырых нефтей, в частности, содержания керосина.

Плотность определяется как масса единицы объема жидкости при определенной температуре (кг/м³, г/см³ или г/мл).

На практике чаще используют от­носительную плотность - безразмерную величину, численно равную отношению истинных плотностей нефтепродукта и дистиллированной воды, взятых при определенных температурах. В качестве стандарт­ных температур для воды и нефтепродукта приняты в США и Англии -15,6°С (60°F*-по шкале Фаренгейта, при которых температура таяния льда и кипения воды принята за 32 и 212 единиц), в других странах, в т.ч. у нас - 4°С и 20°С ( ). Определение плотности нефтяного сырья можно проводить при любой температуре ( ), а затем вычислить значение по формуле Д.И. Менделеева (1):

(1)

где - относительная плотность при температуре t; - относительная плотность при температуре при 20^С;  - средняя температурная поправка относительной плотности на один градус ( значеия  приведены в прилож. 2 , также его значения приводятся в справочной литературе, напри­мер: Расчеты основных процессов и аппаратов нефтепереработки: Справочник / Под ред. Е.Н. Судакова. М.: Химия, 1979. )

Формула Д.И. Менделеева применима в сравнительно узком интервале температур от 0 до 150°С для нефтепродуктов, содержа­щих относительно небольшие количества твердых парафинов и аро­матических углеводородов.

Плотность большинства нефтей в среднем колеблется от 0,81 до 0,90, хотя встречаются нефти легче или тяжелее указанных преде­лов. Плотности последовательных фракций нефти плавно увеличи­ваются. Плотность идентичных узких нефтяных фракций зависит от химического их состава и возрастает в зависимости от преоблада­ния классов углеводородов в следующем порядке: алканы цикланы арены.

В некоторые формулы, применяемые в инженерных расчетах процессов нефтепереработки, входит значение плотности . Пе­ресчитать ее можно по формуле (2 и 3):

(2) (3)

Для расчетов с высокой точностью (погрешностью менее 1%) термической зависимости плотности жидкофазных углеводородов и нефтяных фракций в широком диапазоне температур пред­ложена следующая формула (4):

, (4)

где  = Т/293,16; Т- в К; ; (₀= - 3,424; a₁= 0,127; a₂ = - 0,0681; a₃ = 7,8042; a₄ = - 4,9641,

а также по графику (прилож. 3) и номограммам (прилож. 4 и 5). Указанные номограммы дают хорошие результаты расчета плотнсти жидких нефтепродуктов придавлении до 1,5 МПа.

Плотность является аддитивным свойством, поэтому при смешении различных нефтепродуктов плотность смеси можнет быть легко определена. В зависимости от способа выражения состава смеси для расчета применяются следующие уравнения (5- 7):

а) по заданным массам компонентов: ; (5)

б) по массовым долям: ; (6)

в) по объемным долям: (7)

Если состав выражен в молярных долях, их следует вначале пересчитать в массовые доли, а затем определить плотность смеси.