Средние температурные поправки γ плотности на 1ºС для нефтей и нефтепродуктов

Для бензиновых фракций плотность заметно увеличивается с увеличением количества бензола и его гомологов. Знание плотности нефти и нефтепродуктов необходимо для всевозможных расчетов, связанных с выражением их количества в весовых единицах. Для некоторых нефтепродуктов плотность является нормируемым показателем качества.

Для того чтобы определить при помощи этой таблицы плотность нефтепродукта при данной температуре, необходимо: а) найти по паспорту плотность нефтепродукта при +20ºС; б) измерить среднюю температуру груза в цистерне; в) определить разность между +20ºС и средней температурой груза; г) по графе температурной поправки найти поправку на 1ºС, соответствующую плотность данного продукта при +20ºС; д) умножить температурную поправку плотности на разность температур; е) полученное в п. "д" произведение вычесть из значения плотности при +20ºС, если средняя температура нефтепродукта в цистерне выше +20ºС, или прибавить это произведение, если температура продукта ниже +20ºС. Примеры.

1. Плотность нефтепродукта при +20ºС, по данным паспорта 0,8240. Температура нефтепродукта в цистерне +23ºС. Определить по таблице плотность нефтепродукта при этой температуре. Находим: а) разность температур 23º - 20º =3º; б) температурную поправку на 1ºС по таблице для плотности 0,8240, составляющую 0,000738; в) температурную поправку на 3º: 0,000738*3=0,002214, или округленно 0,0022; г) искомую плотность нефтепродукта при температуре +23ºС (поправку нужно вычесть, так как температура груза в цистерне выше +20ºС), равную 0,8240-0,0022=0,8218, или округленно 0,8220. 2. Плотность нефтепродукта при +20ºС, по данным паспорта, 0,7520. Температура груза в цистерне -12ºС. Определить плотность нефтепродукта при этой температуре. Находим: а) разность температур +20ºС - (-12ºС)=32ºС; б) температурную поправку на 1ºС по таблице для плотности 0,7520, составляющую 0,000831; в) температурную поправку на 32º, равную 0,000831*32=0,026592, или округленно 0,0266; г) искомую плотность нефтепродукта при температуре -12ºС (поправку нужно прибавить, так как температура груза в цистерне ниже +20ºС), равную 0,7520+0,0266=0,7786, или округленно 0,7785.

Плотности нефтепродуктов существенно зависят от фракционного состава и изменяются в следующих пределах:

Нефть (плотность 0.800-0.950 г/см3)	Бензин (плотность 0.710-0.750 г/см3)
	Керосин (плотность 0.750-0.780 г/см3)
	Дизельное топливо (пл. 0.800-0.850 г/см3)
	Масляные погоны (пл. 0.910-0.980 г/см3)
	Мазут (плотность  0.950 г/см3)
	Гудрон (плотность 0.990-1.0 г/см3)
	Смолы (плотность > 1.0 г/см3)

Относительный удельный вес нефтяных и природных газов определяется как отношение веса газа к весу такого же объема воздуха при одинаковых условиях.

Если считать газ идеальным, то при 273 К, давлении 101,3 кПа и объёме 22,4 л масса m газа равна его молекулярной массе М. В таких же условиях масса 22,4 л воздуха составляет 28,9 г, поэтому относительная плотность газа относительно воздуха равна:

Если давление и температура отличаются от нормальных, то плотность газа можно рассчитать по формулам (Прим. Температура используется по шкале Кельвина, а давление Рх10^-5Па):

или

Пример решения задачи: Рассчитать плотность газа, имеющего среднюю молекулярную массу 64, при 60°С и давлении 3 атм.

Решение.

Дано:

М = 64

Т = 60 + 273 = 333 К

Р =3х1,013х10⁵ = 3,039х10⁵ Па

Ход решения.

Относительную плотность газа находим по уравнению с учетом примечания:

кг/м3

Экспериментально плотность нефти (нефтепродукта) определяют одним из трёх стандартных методов: ареометром (нефтеденсиметром), гидростатическими весами Вестфаля-Мора и пикнометром. Из них наиболее быстрым является ареометрический метод, а наиболее точным – пикнометрический. Преимуществом пикнометрического метода также является использование сравнительно малых количеств анализируемой пробы.

Определение плотности пикнометром (ГОСТ 3900-85).

Стандартной температурой, при которой определяется плотность нефти и нефтепродуктов, является 20ºС. Для определения плотности применяют стеклянные пикнометры с меткой и капилярной трубкой различной ёмкости (рис.4).

Пикнометры представляют собой стеклянные сосуды различной формы 5, 10 и 25 мл., закрывающиеся пришлифованной пробкой. Они могут быть двух типов: первые имеют капиллярное отверстие в пришлифованной пробке чтобы можно было удалять лишнее количество испытуемого вещества, у других имеется кольцевая метка на горловине для точного дозирования испытуемого нефтепродукта в пикнометр.

Рис. 4. Пикнометры

Каждый конкретный пикнометр характеризуется так называемым «водным числом», т.е. массой воды в объёме данного пикнометра при 20ºС.

Плотность нефти (нефтепродукта) определяют следующим образом. Сухой и чистый пикнометр наполняют с помощью пипетки анализируемой нефтью (нефтепродуктом) при 18-20ºС, стараясь не замазать стенки пикнометра. Затем пикнометр с нефтью (нефтепродуктом) закрывают пробкой и термостатируют при 20±0,1ºС до тех пор, пока уровень нефти (нефтепродукта) не перестанет изменяться. Избыток нефти (нефтепродукта) отбирают пипеткой или фильтровальной бумагой. Уровень в пикнометре устанавливают по верхнему краю мениска. Пикнометр с установленным уровнем вынимают из термостата, тщательно вытирают и взвешивают с точностью до 0,0002г.

«Видимую» плотность ρ анализируемой нефти (нефтепродукта) вычисляют по формуле:

ρ = (m₂ – m₁)/m,

где m₂ – масса пикнометра с нефтью (нефтепродуктом), г; m₁ – масса пустого пикнометра, г; m – водное число пикнометра, г.

Определение плотности ареометром (нефтеденсиметром).

Ареометром определяют плотность нефтей, светлых и тёмных нефтепродуктов и масел, а также более вязких нефтепродуктов, не выделяющих осадка при разбавлении. Определение плотности летучих нефтепродуктов (например, петролейного эфира, газового конденсата) ареометром не рекомендуется.

Ареометры подбирают таким образом, чтобы при погружении в анализируемые нефти (нефтепродукты) они не тонули и не всплывали бы выше той части, где нанесена градуировочная шкала плотности. Определение плотности ареометром основано на законе Архимеда.

Ареометры нефтепродуктов или денсиметры производят трех исполнений (фото 2). У ареометров первого исполнения (АНТ-1) цена деления шкалы равна 0,5 кг/м3, у ареометров второго и третьего исполнения (АНТ-2 и АН) – 1 кг/м3. У ареометров первого и второго исполнения есть встроенный термометр с диапазонами измерения температуры от -20 до +40 ⁰С. Ареометр АН термометра не имеет.

Для испытуемого нефтепродукта используют ареометр с соответствующим диапазоном шкалы, например: для бензинов – 640-780, для керосинов – 765-855, для дизельных топлив – 770-870. Затем подбирают цилиндр, чтобы его высота обеспечивала погружение ареометра при этом ареометр не касался дна цилиндра. Обычно для АНТ-1 используют цилиндры высотой 50см, для АНТ-2 – 35 см.

Фото 2. Ареометры для нефтепродуктов. 1 – шкала плотности; 2 – шкала температуры; 3 – груз; 4 – стеклянная полая трубка.

Нефтеденсиметр (ареометр) 1 представляет собой полый стеклянный поплавок с балластом (как правило металлическая дробь) внизу и тонкой стеклянной трубкой сверху, в которой помещена шкала плотности 2 (рис. 5). В стеклянный цилиндр 5 (рис.6) вместимостью 250-500 мл осторожно наливают нефтепродукт.

Рис. 5. Определение плотности ареометром.	Рис. 6. Лабораторный цилиндр

Масса ареометра заранее известна и точно отрегулирована.

Перед определением плотности анализируемую пробу нефти (нефтепродукта) выдерживают при температуре окружающей среды с тем, чтобы проба приняла эту температуру.

Плотность определяют следующим образом. В чистый сухой стеклянный (рис. 6) или металлический цилиндр диаметром не менее 5 см, установленный на прочной подставке, осторожно по стенке или по стеклянной палочке наливают нефть (нефтепродукт) с таким расчётом, чтобы при погружении ареометра анализируемая проба не переливалась через края цилиндра.

Затем чистый и сухой ареометр медленно и осторожно опускают в нефть (нефтепродук), держа его за верхний конец. После того как ареометр установится и прекратятся его колебания, проводят отсчёт значения плотности по верхнему краю мениска. При этом глаз исследователя должен находится на уровне мениска (рис. 5).

Одновремено определяют температуру нефтепродукта по термометру ареометра или дополнительному термометру.

Отсчёт по шкале ареометра даёт плотность нефти (нефтепродукта) при температуре анализа. Для приведения найденной плотности к плотности при нормальной температуре пользуются формулой:

Определение плотности нефтепродуктов методом гидростатического взвешивания.

Весы Вестфаля – Мора представляют собой разновидность ареометра с постоянным объёмом (рис. 7), состоят из вращающегося неравноплечного коромысла 6, опирающегося призмой на подушку, вделанную в вилку 5, раздвижной колонки 3, закрепляемой винтом 2 и снабжённой установочным винтом 1. На одном плече коромысла жёстко укреплён противовес 4, а на другом при помощи крючка к грузоприёмной призме подвешен на тонкой металлической проволоке поплавок 9 с впаянным в него термометром. Вес поплавка уравновешивает серьга 7 в воздухе.

Рис. 7. Гидростатические весы Вестфаля – Мора для определения плотности: 1,2 – винты; 3 – колонка; 4 – противовес; 5 – вилка; 6 – коромысло; 7 – серьга; 8 – цилиндр; 9 – поплавок.

Правое плечо коромысла разделено на 10 равных частей прорезями, в которые навешиваются специальные гири – рейтеры. Последнее, десятое соответствует крючку. Прибор снабжён пятью рейтерами. Каждый из двух больших по весу равен весу воды при 20ºС, вытесняемой поплавком. Вес меньших в десять, сто и тысячу раз меньше веса большого рейтера. Пользуясь весами Вестфаля – Мора, можно определить плотности больше и меньше единицы. При погружении поплавка в испытываемую жидкость равновесие, установленное в воздухе, нарушается. Его восстанавливают с помощью рейтеров. При этом получается плотность нефтепродукта при температуре опыта.

Плотность в градусах API — единица измерения плотности нефти, разработанная Американским институтом нефти. Измерения в градусах API позволяют определить относительную плотность нефти по отношению к плотности воды при той же температуре. По определению, относительная плотность равняется плотности вещества, деленной на плотность воды (Плотность воды равняется 1000 кг/м³). Так если плотность в градусах API больше 10, то нефть легче и плавает на поверхности воды, а если меньше 10, то тонет. Плотность в градусах API и относительная плотность в при базовой температуре 60 °F (15.6 °C) связаны четким арифметическим уравнением и могут быть легко преобразованы друг в друга.

API - это American Petroleum Institute (Американский институт нефти). °API обратно пропорциональны относительной плотности. Формула для пересчета следующая:

Таблица 2

Перевод градусов API в относительную плотность

°API	кг/м3	°API	кг/м3	°API	кг/м3	°API	кг/м3
0	1,0760	26	0,8984	51	0,7753	76	0,6819
1	1,0679	27	0,8927	52	0,7711	77	0,6787
2	1,0599	28	0,8871	53	0,7669	78	0,6754
3	1,0520	29	0,8816	54	0,7628	79	0,6722
4	1,0443	30	0,8762	55	0,7587	80	0,6690
5	1,0366	31	0,8708	56	0,7547	81	0,6659
6	1,0291	32	0,8654	57	0,7507	82	0,6628
7	1,0217	33	0,8602	58	0,7467	83	0,6597
8	1,0143	34	0,8550	59	0,7428	84	0,6566
9	1,0071	35	0,8498	60	0,7389	85	0,6536
10	1,0000	36	0,8448	61	0,7351	86	0,6506
11	0,9930	37	0,8398	62	0,7313	87	0,6476
12	0,9861	38	0,8348	63	0,7275	88	0,6446
13	0,9792	39	0,8299	64	0,7238	89	0,6417
14	0,9725	40	0,8251	65	0,7201	90	0,6388
15	0,9659	41	0,8203	66	0,7165	91	0,6360
16	0,9593	42	0,8155	67	0,7128	92	0,6331
17	0,9529	43	0,8109	68	0,7093	93	0,6303
18	0,9465	44	0,8063	69	0,7057	94	0,6275
19	0,9402	45	0,8017	70	0,7022	95	0,6247
20	0,9340	46	0,7972	71	0,6988	96	0,6220
21	0,9279	47	0,7927	72	0,6953	97	0,6193
22	0,9218	48	0,7883	73	0,6919	98	0,6166
23	0,9159	49	0,7839	74	0,6886	99	0,6139
24	0,9100	50	0,7796	75	0,6852	100	0,6112
25	0,9042

В России введен в действие ГОСТ Р 51069-97 «Метод определения плотности, относительной плотности и плотности в градусах API ареометром», который является аутентичным переводом национального стандарта США ASTM D 1298 «Стандартный метод определения плотности, относительной плотности (удельного веса) или плотности в градусах API сырой нефти и жидких нефтепродуктов ареометром» с требованиями для применения в России.

Данный стандарт распространяется на сырую нефть, нефтепродукты, смеси нефтей и жидкие нефтяные продукты и устанавливает метод определения плотности, относительной плотности (удельного веса) или плотности в градусах API с помощью стеклянного ареометра.

В стандартах на нефть и нефтепродукты плотность не нормируется, однако определять её по ГОСТу обязательно. Это необходимо для учёта расхода и движения нефтепродуктов на нефтескладах и заправочных станциях, так как приход фиксируют в единицах массы (кг, т), а расход при заправке автомобилей учитывается в единицах объёма (л). Поэтому для пересчёта топлива из единиц массы в единицы объёма и обратно нужно знать плотность получаемых и отпускаемых нефтепродуктов.

Молекулярная масса. Как и плотность, молекулярная масса является опорной характеристикой, используемой для расчета ряда других показателей, для анализа группового состава нефтяных фракций. Это важная характеристика, вплотную подводящая к решению вопроса о структуре составляющих нефть компонентов. Нефть и нефтяные фракции состоят из соединений с разной молекулярной массой, поэтому о молекулярной массе можно говорить как об усредненной величине.

Молекулярная масса изменяется в широких пределах, но для большинства нефтей она колеблется в пределах 220 - 300. Она возрастает, так же, как и плотность, для нефтяных фракций с повышением температуры кипения.

Первый представитель жидких углеводородов нефти – пентан – имеет ММ72.

По мере увеличения пределов кипения нефтяных фракций молекулярный вес их (M) плавно увеличивается от 90 (для фракций 50—100°С) до 480 (для фракции 550—600°С).

Определение молекулярной массы нефтепродуктов, как и индивидуальных веществ, проводится различными методами, что объясняется разнообразием свойств этих продуктов. Очень часто способ, пригодный для определения молекулярной массы одних продуктов, совершенно непригоден для других.

В аналитической практике применяются различные методы. Кроме того, существуют приблизительные расчетные методы.

Наиболее распространенной эмпирической формулой для определения молекулярной массы нефтепродуктов является зависимость, установленная Воиновым:

где а, b, с — постоянные, различные для каждого класса углеводородов;

tср – средняя температура кипения нефтепродукта, определяемая по соответствующим таблицам.

Для алканов формула Воинова имеет вид:

Молекулярная масса связана с температурой кипения и показателем преломления (n_d²⁰ ) следующим выражением:

где t_кип – средняя температура кипения фракции.

Расчет по этому уравнению даёт довольно точные результаты.

Молекулярные веса отдельных нефтяных фракций обладают свойством аддитивности. Поэтому для смесей нефтепродуктов можно рассчитать средний молекулярный вес, зная молекулярный вес отдельных компонентов и их содержание в смеси.

Молекулярный вес важен при изучении состава отдельных, лучше всего достаточно узких фракций, например, отобранных через 50° (табл.3). Величина молекулярного веса лежит в основе современных методов группового анализа нефтяных фракций. Кроме того, молекулярный вес имеет значение при переходе от йодных или бромных чисел к реальному содержанию ненасыщенных соединений в нефтепродуктах. Для этого бывает достаточно располагать приближенным молекулярным весом.

Таблица 3

Молекулярные веса нефтяных фракций в зависимости от температур кипения

Температурные пределы кипения, °С	Молекулярный вес	Температурные пределы кипения, °С	Молекулярный вес
0-100	90	350-400	260
100-150	110	400-450	305
150-200	130	450-500	350
250-300	187	500-550	412
300-350	220	550-600	480

Для одноименных по температуре кипения фракций различных нефтей, обычно содержащих углеводороды всех классов, молекулярные веса различаются мало, зато прочие свойства могут изменяться очень сильно.

Масляные фракции нефти отбираются не по температуре кипения, а по удельному весу или вязкости, и одинаковые в этом отношении фракции могут сильно различаться по молекулярному весу.

Пример решения задачи: Рассчитать среднюю молекулярную массу фракции со средней температурой кипения 118°С.

Решение.

Используем формулу Б.М.Войнова:

Оптические свойства. На практике, чтобы быстро охарактеризовать состав нефтепродуктов, а также для контроля за качеством продуктов при их производстве, часто используются такие оптические свойства, как коэффициент преломления, молекулярная рефракция и дисперсия, цвет. Эти показатели внесены во многие стандарты на нефтепродукты и приводятся в справочной литературе.

По оптическим свойствам нефтей и нефтепродуктов можно косвенно судить о содержании в них асфальто-смолистых веществ, о превалировании тех или иных групп углеводородов, о возрасте и происхождении нефти.

Одной из качественных характеристик нефти является цвет, который может меняться от чёрного, тёмно-коричневого до красноватого, жёлтого и светло-жёлтого в зависимости от содержания смолисто-асфальтеновых веществ, ароматических углеводородов и продуктов окисления углеводородов.

Углеводороды нефти бесцветны. Тот или иной цвет нефти придают содержащиеся в них смолы и асфальтены, а также некоторые сернистые соединения. Чем тяжелее нефть, тем больше содержится в ней смолисто-асфальтеновых веществ, и тем она темнее.

При переходе световых лучей из одной среды в другую их скорость и направление меняются. Это явление называется рефракцией.

Отношение синусов углов падения и преломления для данной среды – величина постоянная, не зависящая от угла падения:

где α – угол падения; β – угол преломления; n – коэффициент (показатель) преломления.

Показатель преломления зависит от температуры, при которой проводится определение, и длины волны света. Поэтому всегда указываются условия, в которых проводилось определение. Обычно определение ведут относительно наиболее ярких линий (чаще всего желтой линии спектра натрия λ =589,3 нм) при 20°С. Отсюда обозначение показателя преломления n_d²⁰.

Влияние температуры учитывается по формуле:

где t₀ – условная температура (20°С); t – температура опыта; а – 0,0004.

Изменяя угол падения, можно добиться такого положения, когда угол преломления будет равен 90°, а его синус – единице. В этом случае луч будет скользить по поверхности раздела сред (полное внутреннее отражение).

Приборы для определения показателя преломления называются рефрактометрами.

Показатель преломления – очень важная константа не только для индивидуальных веществ, но и для нефтепродуктов, являющихся сложной смесью различных соединений. Известно, что показатель преломления тем меньше, чем больше в углеводородах относительное содержание водорода.

При одинаковом содержании атомов углерода и водорода в молекуле показатель преломления циклических соединений больше, чем алифатических. Наибольшими показателями преломления обладают арены, наименьшими – алканы. Циклоалканы занимают промежуточное положение (гексан – 1,3749, циклогексан –1,4262, бензол – 1,5011).

Нефти обладают заметной флюоресценцией - радужной окраской поверхности в отражённом свете, что вызвано наличием конденсированных многоядерных ароматических соединений.

Флуоресценцией называется свечение в отраженном свете. Это явление характерно для сырой нефти и нефтепродуктов. Причины флуоресценции нефти точно не известны. Не исключено, что это связано с наличием в нефти полиядерных ароматических углеводородов или примесей. Не случайно, глубокая очистка нефти ликвидирует флуоресценцию.

При облучении нефти ультрафиолетовыми лучами нефть светится - люминесцирует, что обусловлено, главным образом, наличием в ней смол, асфальтенов, порфиринов. Это свойство используется при анализе нефти. Люминесценция и флюоресценция имеют большое практическое (поисковое и разведочное) значение, позволяя обнаружить весьма незначительные количества её (следы) в кернах и породах из отложений.

Вязкость. Вязкость является важнейшей характеристикой нефтей, которая используется при подсчете запасов нефти, проектировании и разработке нефтяных месторождений, выборе способа транспорта и схемы переработки нефти.

На вязкость нефти и нефтепродуктов существенное влияние оказывает температура. С ее понижением вязкость увеличивается. Вязкостно - температурные свойства нефтепродуктов зависят от их фракционного и углеводородного состава. Наименьшей вязкостью и наиболее пологой вязкостно – температурной кривой обладают алифатические углеводороды, а наибольшей - ароматические углеводороды (особенно ди- и полициклические).

Многие нефти, а также некоторые масла при охлаждении до определенной температуры образуют коллоидные системы в результате кристаллизации или коагуляции части входящих в них компонентов. В этом случае течение жидкости перестает быть пропорциональным приложенной нагрузке (не подчиняется закону Ньютона) из-за появившихся внутри жидкости структурных образований. Чаще всего это асфальтены, парафины, церезины и некоторые другие. Вязкость таких систем носит название структурной. Для разрушения возникших структур требуется определенное усилие, которое называется пределом упругости. После разрушения структур жидкость приобретает свойства ньютоновских жидкостей.

Вязкость нефтепродуктов имеет большое практическое значение. От вязкости масла зависит ряд эксплуатационных свойств: износ трущихся деталей, отвод тепла от них и расход масла. С повышением температуры вязкость уменьшается и сильно возрастает при ее понижении. Эти изменения численно характеризуются индексом вязкости, представляющим собой температурный коэффициент вязкости. По индексу вязкости оценивают пригодность масел для данных условий работы механизмов. Для определения индекса вязкости сопоставляют вязкость масла при различных температурах, обычно при 50 и 100°С. Чем меньше вязкость зависит от температуры, тем выше индекс. Различают три вида вязкости: динамическую, кинематическую и относительную.

Динамическая, или абсолютная, вязкость. Это сопротивление, оказываемое жидкостью при перемещении со скоростью 1 м/с относительно друг друга двух её слоев площадью 1 м² каждый, находящихся на расстоянии 1 м, под действием приложенной силы в 1 Н.

В системе СГС динамическую вязкость определяют как силу в динах, которая необходима для взаимного перемещения со скоростью 1 см/с двух слоев жидкости с поверхностью 1 см², находящихся на расстоянии 1 см друг от друга. Единица динамической вязкости в системе СГС называется пуазом (Пз). Размерность пуаза — г/см•с; 0,01 Пз называется сантипуазом. В Международной системе (СИ) единица динамической вязкости — ньютон-секунда на квадратный метр — равна динамической вязкости такой жидкости, в которой при изменении скорости движения жидкости 1 м/с на расстоянии 1 м касательное напряжение равно силе в 1 ньютон на квадратный метр н-с/м. Эта единица в 10 раз больше пуаза. Динамическую вязкость определяют при помощи вискозиметра Уббелоде — Голде или по времени истечения жидкости через капиллярные трубки и рассчитывают по формуле

где η — динамическая вязкость; Р — давление, при котором происходило истечение жидкости; τ — время истечения жидкостей в объеме v; L — длина капилляра; r — радиус капилляра.

Величина, обратная динамической вязкости, называется текучестью.

Кинематической вязкостью ν_t называют отношение динамической вязкости η_t

при данной температуре к плотности ρ_t при той же температуре:

В системе СИ единица кинематической вязкости имеет размерность м²/с. Она равна кинематической вязкости такой жидкости, динамическая вязкость которой составляет 1 н•с/м², а плотность 1 кг/м³. Эта единица в 10 раз больше стокса. Распространенными единицами кинематической вязкости (в системе СГС) являются Стокс (Ст) и сантистокс (сСт); 1 Ст= 1·10^-4 м²/с.

Кинематическая вязкость нефтей различных месторождений колеблется от 2 до 300 мм²/с (сСт) при 20^°С и для большинства нефтей обычно не превышает 40-60 мм²/с. Вязкость нефтей зависит от их углеводородного состава, температуры и давления.

Наибольшей вязкостью обладают нафтеновые углеводороды. При повышении температуры вязкость резко уменьшается, с повышением давления увеличивается.

Относительная (условная) вязкость (°ВУ) не представляет собой физической характеристики нефтепродукта, так как она зависит от способа определения, конструкции прибора и других условий, но удобна как сравнительная величина. В расчетах, в технических нормах, при арбитражных и контрольных испытаниях используют только абсолютную (кинематическую и динамическую) вязкость. В нефтяной практике относительной вязкостью

называют отношение вязкости данного нефтепродукта к вязкости воды при 0°С:

где 1,789 — вязкость воды при 0°C.

Условная вязкость представляет собой отношение времени истечения определенного объема исследуемого продукта ко времени истечения такого же объема стандартной жидкости при определенно установленной температуре. В качестве стандартной жидкости используют дистиллированную воду при температуре + 20°C. Условную вязкость выражают условными единицами, градусами или секундами. В различных странах, в зависимости от выбора стандартной аппаратуры для определения условной вязкости, приняты различные единицы условной вязкости. Чаще всего условная вязкость выражается градусами Энглера. Числом градусов Энглера называют отношение времени истечения из вискозиметра Энглера 200 мл испытуемого продукта при данной температуре ко времени истечения 200 мл дистиллированной воды при 20°С. Ее обозначают знаком ВУ или Е. Для пересчета кинематической вязкости в условную и обратно используют специальные таблицы или эмпирические формулы, например:

а для высоких значений вязкости

Определение условной вязкости также основано на истечении жидкости (через трубку с диаметром отверстия 5 мм) под влиянием силы тяжести. Условную вязкость определяют для нефтяных топлив (мазутов).

Определяют вязкость при помощи приборов, называемых вискозиметрами.

Пример решения задачи: Кинематическая вязкость при 50°С нефтепродукта с плотностью ρ₄⁵⁰ = 0,689 кг/дм³ равна 6,2 мм²/с. Рассчитайте условную и динамическую вязкость при этой температуре.

Решение

Кинематическая и динамическая вязкости связаны уравнением

подставив в него значения ν₅₀ и ρ₅₀, получим

Для расчета условной вязкости используем формулу

подставив значения получим

Растворимость и растворяющая способность нефти. Нефть и жидкие углеводороды хорошо растворяют йод, серу, сернистые соединения, различные смолы, растительные и животные жиры. Это свойство нефтепродуктов широко используется в технике. Не случайно, на основе нефтепродуктов производят большое число высококачественных растворителей для лакокрасочной, резиновой и других отраслей промышленности.

Нефть также хорошо растворяет газы (воздух, оксид и диоксид углерода, сероводород, газообразные алканы и т.п.).

В воде ни нефть, ни углеводороды практически не растворимы. Из углеводородов худшая растворимость в воде у алканов, в несколько большей степени растворимы в воде ароматические углеводороды.

Следует помнить, что любая система растворитель - растворяемое вещество характеризуется критической температурой растворения (КТР), при которой и выше которой наступает полное растворение. Причем, если в смеси находятся вещества, растворяющиеся в данном растворителе при разных температурах, то появляется возможность их количественного разделения.

Электрические (диэлектрические) свойства нефти. Безводная нефть и нефтепродукты являются диэлектриками (диэлектрическая проницаемость нефти 2; для сравнения у стекла она 7-8). У безводных чистых нефтепродуктов электропроводность совершенно ничтожна, что имеет важное практическое значение и применение. Так, твердые парафины применяются в электротехнической промышленности в качестве изоляторов, а специальные нефтяные масла (конденсаторное, трансформаторное) – для заливки трансформаторов, конденсаторов и другой аппаратуры, например, для наполнения кабелей высокого давления (изоляционное масло С-220).

Высокие диэлектрические свойства нефтепродуктов способствуют накоплению на их поверхности зарядов статического электричества. Их разряд может вызвать искру, а следовательно и загорание нефтепродукта. Надежным методом борьбы с накоплением статического электричества является заземление всех металлических частей аппаратуры, насосов, трубопроводов и т.п.

Система заземления и снятия статического электричества должна предусматривать:

• - постоянно замкнутой системы заземления оборудования, которая через выводное устройство заземления должна соединяться с контуром заземления объекта;

• - шунтирующих перемычек на фланцевых соединениях трубопроводов, узлов и агрегатов;

• - троссиков выравнивания потенциалов;

• - барабанов с тросами заземления и выравнивания потенциалов.

Во время перекачки при интенсивном перемешивании и пропускании через слой н/п струи воздуха в н/п образуется заряд статического электричества, разряд которого может привести к воспламенению горючей смеси, а это в свою очередь приводит к взрыву и пожару.

Проведенные исследования и подробное изучение фактов возникновения взрывов и пожаров от статического электричества позволили установить ряд причин образования заряда статического электричества в н/п:

• трение жидкого н/п о твердую поверхность трубопровода, стенок резервуара и фильтра;

• трение частиц н/п между собой, при прохождении топлива через среду других жидкостей, например воды;

• прохождение капель мелкораспыленного н/п через воздух или паровоздушную смесь;

• осаждение из н/п твердых взвешенных частиц; осаждение из н/п жидких взвешенных частиц, например капель воды или других химических веществ, а также при прохож­дении сквозь слой жидкого н/п пузырьков воздуха, паров легких углеводородов и т. д.;

• прохождение сквозь паровоздушное пространство капель воды, снежинок и т. п.

Опытами установлено, что способность н/п подвергаться электризации при перекачке находится в зависимости от его электропроводности: чем меньше электропроводность н/п, тем легче накапливается заряд статического электричества и тем медленнее он рассеивается. Кроме этого, на скорость образования статического электричества влияют эксплуатационные факторы:

• скорость перекачки,

• присутствие в н/п механических примесей, воды, воздуха,

• условия хранения, температура и др.

Чем больше скорость перекачки, тем сильнее электризуется н/п. Чем дольше перекачивать н/п, тем оно сильнее электризуется. Большое влияние на электризацию н/п оказывают также механические примеси и пузырьки воздуха: чем их больше, тем сильнее электризуется н/п. Растворенная или диспергированная в н/п вода значительно увеличивает образование статического электричества. Однако вода, находящаяся на дне емкости в виде отдельного слоя, или не оказывает никакого влияния на скорость образования статического электричества, или способствует уменьшению его.

Для снижения интенсивности накапливания электрических зарядов нефтепродукты должны закачиваться в резервуары, цистерны, тару без разбрызгивания, распыления или бурного перемешивания. В резервуары нефтепродукты должны поступать ниже уровня находящегося в нем остатка нефтепродукта. Налив светлых нефтепродуктов свободно падающей струей не допускается. Расстояние от конца загрузочной трубы до конца приемного сосуда не должно превышать 200 мм, а если это невозможно, то струя должна быть направлена вдоль стенки. Скорости движения нефтепродуктов по трубопроводам не должны превышать предельно допустимых значений, которые зависят от вида проводимых операций, свойств нефтепродуктов, содержания и размера нерастворимых примесей и свойств материала стенок трубопровода. Для нефтепродуктов с удельным электрическим сопротивлением не более 10⁹ Омм скорости движения и истечения допускаются до 5м/с. При заполнении порожнего резервуара нефтепродукты должны подаваться в него со скоростью не более 1 м/с до момента затопления конца приемно-раздаточного патрубка.

Для обеспечения стекания возникшего электрического заряда все металлические части аппаратуры, насосов и трубопроводных коммуникаций заземляются и осуществляется постоянный электрический контакт тела человека с заземлением. Автоцистерны, находящийся под наливом и сливом пожароопасных нефтепродуктов, в течение всего времени заполнения и опорожнения должны быть присоединены к заземляющим устройствам.

Температуры вспышки, воспламенения и самовоспламенения. Продукты нефтепереработки относятся к числу пожароопасных веществ. Пожароопасность керосинов, масел, мазутов и других тяжелых нефтепродуктов оценивается температурами вспышки и воспламенения.

Температурой вспышки называется температура, при которой пары нефтепродукта, нагреваемого в определенных стандартных условиях, образуют с окружающим воздухом смесь, способную к кратковременному образованию пламени при внесении в нее внешнего источника воспламенения (пламени, искры).

Температура вспышки зависит от фракционного состава нефтепродуктов. Чем ниже пределы перегонки нефтепродукта, тем ниже и температура вспышки. В среднем температура вспышки бензинов находится в пределах от –30 до –40ºС, керосинов 30-60ºС, дизельных топлив 30-90ºС и нефтяных масел 130-320ºС. По температуре вспышке можно судить о наличии примесей более низкокипящих фракций в тех или иных товарных или промежуточных нефтепродуктах.

Температурой воспламенения называется температура, при которой нагреваемый в определенных условиях нефтепродукт загорается при поднесении к нему пламени и горит не менее 5 секунд. Температура воспламенения всегда выше температуры вспышки. Чем тяжелее нефтепродукт, тем больше эта разница. При наличии в маслах летучих примесей эти температуры сближаются.

Температурой самовоспламенения называется температура, при которой нагретый нефтепродукт в контакте с воздухом воспламеняется самопроизвольно без внешнего пламени. Температура самовоспламенения нефтепродуктов зависит и от фракционного состава и от преобладания углеводородов того или иного класса. Чем ниже пределы кипения нефтяной фракции, тем она менее опасна с точки зрения самовоспламенения. Температура самовоспламенения уменьшается с увеличением среднего молекулярного веса нефтепродукта. Тяжелые нефтяные остатки самовоспламеняются при 300-350ºС, а бензины только при температуре выше 500ºС.

При появлении внешнего источника пламени (огня или икры) положение резко меняется, и легкие нефтепродукты становятся взрыво- и пожароопасными.

Из углеводородов самыми высокими температурами самовоспламенения характеризуются ароматические углеводороды.

В зависимости от температуры воспламенения установлено пять групп пожароопасных смесей:

Т1 > 450 °С,

Т2 = 300…450 °С;

Т3 = 200…300 °С;

Т4 = 135…200 °С;

Т5 = 100…135 °С.

Температура самовоспламенения некоторых нефтепродуктов такова (°С):

бензин — 528…747, дизельное топливо — 513…643, керосин — 489…533.

Пожаровзрывоопасность н/п нефтепродуктов характеризуется способностью смесей их паров с воздухом воспламеняться и взрываться. В связи с этим в условиях эксплуатации нефть (нефтепродукт) может явиться источником пожара при неправильном обращении с ним:

• при вспышке паров н/п от открытого пламени, раскаленного металла или от электрической искры;

• при самовоспламенении н/п в случае попадания его на нагретую поверхность, если температура ее будет выше температуры самовоспламенения н/п;

• при взрыве паров н/п в газовом пространстве баков или другом замкнутом пространстве при возникновении разряда статического электричества.

Оценка пожарной опасности н/п производится по следующим основным характеристикам:

• температурным пределам образования взрывоопасных смесей паров н/п с воздухом;

• концентрационным пределам взрывоопасных смесей;

• температуре самовоспламенения;

• температуре вспышки.

Пожароопасность нефтепродукта определяется также скоростью распространения пламени.

Пожароопасность нефтепродукта классифицируют по температуре вспышки, определяемой в закрытом тигле. В соответствии с этой классификацией н/п подразделяют на классы:

1 класс – температура вспышки до 28° С (бензины)

2 класс – температура вспышки от 28 до 45° С (керосины)

3 класс – температура вспышки от 45 до 120° С (дизельные топлива)

4 класс – температура вспышки выше 120° С (битум, асфальт)

Нефть и нефтепродукты с температурой вспышки до 61° С относятся к лекговоспламеняющимся жидкостям (ЛВЖ), а с температурой выше 61° С – к горючим жидкостям.

Очень важной характеристикой пожароопасности нефтепродукта является температура самовоспламенения.

С точки зрения пожарной безопасности очень важно знать, какая температура раскаленной металлической поверхности может вызвать воспламенение н/п, попадающего на такую поверхность :

Топливо	Температура вспышки	Температура самовоспламенения	Температура нагретой плиты, вызывающей воспламенение
Т - 1	30	220	325
ТС - 1	28	218	325
Т - 2	-12	233	330
Б - 70	-30	331	430

С повышением давления температура самовоспламенения нефтепродукта понижается.

Некоторые горючие жидкости способны интенсивно окисляться на воздухе при сравнительно низких температурах (16—20° С). При определенных условиях, когда количество тепла, выделяющегося в процессе окисления, превысит теплоотдачу во внешнюю среду, может возникнуть самовозгорание окисляющейся жидкости. Такие жидкости называются самовозгорающимися.

Пожароопасность нефтепродуктов определяют по температуре вспышки и по температуре самовоспламенения. За температуру вспышки принимают температуру, показываемую термометром при появлении первого синего пламени над поверхностью топлива. Она зависит от давления паров топлива: чем выше давление, тем ниже температура вспышки. Температура вспышки, определяемая в закрытом приборе, есть та температура, при которой давление паров данного топлива достигает 7— 10мм.рт.ст. Если, например, температура вспышки топлива равна 35° С, то это значит, что при 35° С давление паров этого топлива достигнет примерно 7—10 мм рт. ст.

Испаряемость н/п является одной из главных эксплуатационных характеристик, так как она влияет на процессы смесеобразования и горения, потери топлива, возможность образования паровых пробок в топливопроводах. О ней судят главным образом по двум показателям: фракционному составу и давлению насыщенных паров. Чем ниже температура начала кипения и давление насыщенных паров тем выше испаряемость.

Испаряемостью жидкости называется способность ее переходить в газообразное состояние при температуре меньшей, чем температура кипения. Испарение углеводородной жидкости происходит при любой температуре до тех пор, пока газовое пространство над ней не будет полностью насыщено углеводородами.

Нефтепродукты представляют собой жидкость сложного состава, состоящую из большого количества индивидуальных углеводородов. Такая жидкость не имеет определенной температуры кипения, процесс кипения происходит в некотором интервале температур. Характеризовать испаряемость жидкостей сложного состава можно фракционным составом, т. е. предельными температурами выкипания определенных объемных долей (фракций). При испарении жидкости в замкнутом сосуде одновременно идет противоположный испарению процесс конденсации. Чем выше давление паров над жидкостью, тем интенсивнее процесс конденсации. При достижении некоторого давления наступает динамическое равновесие: число молекул, покидающих поверхность жидкости, равно числу молекул, возвращающихся в жидкость. Такое давление называется давлением насыщенного пара.

Склонность к испарению у нефтепродуктов возрастает с увеличением в них легких углеводородов.

По расположенности к испарению нефтепродукты располагаются в следующем порядке:

- бензин

- реактивное топливо

- сырая нефть

- дизельное топливо

- стабилизированная нефть

- газотурбинные топлива

- котельные топлива

- масла

- мазут

Для сокращения потерь от испарения нефтепродуктов используют газовые обвязки, дыхательные и предохранительные клапаны, диски-отражатели под клапанами, светлую окраску кровли и корпуса, резервуары с понтонами или плавающими крышами.

Взрывоопасные смеси нефтепродуктов. Нижний и верхний пределы взрываемости. Газовоздушные смеси могут воспламеняться (взрываться) только тогда, когда содержание газа в смеси находится в определенных пределах. В связи с этим различают нижний и верхний концентрационные пределы воспламеняемости (табл. 4;5). Нижний предел соответствует минимальному, а верхний — максимальному количеству газа в смеси, при котором происходят их воспламенение (при зажигании) и самопроизвольное (без притока тепла извне) распространение пламени (самовоспламенение). Эти же пределы соответствуют и условиям взрываемости газовоздушных смесей.

Если содержание газа в газовоздушной смеси меньше нижнего предела воспламеняемости, такая смесь гореть и взрываться не может, поскольку выделяющейся вблизи источника зажигания теплоты для подогрева смеси до температуры воспламенения недостаточно. Если содержание газа в смеси находится между нижним и верхним пределами воспламеняемости, подожженная смесь воспламеняется и горит как вблизи источника зажигания, так и при удалении его. Такая смесь является взрывоопасной. Чем шире будет диапазон пределов воспламеняемости (называемых также пределами взрываемости) и ниже нижний предел, тем более взрывоопасен газ. И наконец, если содержание газа в смеси превышает верхний предел воспламеняемости, то количества воздуха в смеси недостаточно для полного сгорания газа.

Таблица 4

Концентрационные пределы взрываемости паров некоторых жидкостей в воздухе % объемные.

Горючее вещество	Пределы взрываемости		Горючее вещество	Пределы взрываемости
	нижний	верхний		нижний	верхний
Топливо Т-6; Т-8В	1,5	8,0	Топливо Т-1	1,4	7,5
			Топливо Т-2	1,1	6,8
Бензины авиационные	0,98	5,48	Топливо ТС - 1	1,2	6,7
Бензины автомобильные	1,0	6,0	Спирт этиловый	3,3	18,4

Концентрацию паров нефтепродуктов в воздухе (внутри резервуара, технологического оборудования), не превышающую 50 % нижнего предела взрываемости или выше на 50% верхнего предела взрываемости, считают взрывобезопасной.

Концентрацию паров топлива в воздухе можно вычислить, если известны температура и давление его насыщенных паров при данной температуре по формуле:

С=	Рт - 100
	Рат

где:

С – концентрация паров топлива в воздухе, % объемные;

Р_т – давление насыщенных паров, мм. рт. ст.;

Р_ат – давление смеси паров топлива с воздухом (приблизительно равно атмосферному), мм.рт.ст

Объемную концентрацию паров топлива в воздухе можно пере­считать в весовую по формуле:

q=	C x m
	2,24

где m – молекулярный вес топлива.

Таблица 5

Пределы взрываемости горючих газов в смеси с воздухом

Газ		СН4	С2Н6	С3Н8	iС4Н10	nС4Н10	iС5Н12	nС5Н12	С6Н14	Н2S	СО2	N2
Содержание газа,%		22,5	15,2	23,06	4,05	9,8	2,56	2,94	1,42	1,27	1,52	15,36
Пределы взрываемости	нижний	5,35	3,2	2,3	1,8	1,9	1,38	1,4	1,25	3,2
	верхний	14,0	12,5	9,5	8,4	8,5	7,7	7,8	6,0	13,6

Токсичные свойства нефти и нефтепродуктов. Токсичность нефтепродукта - эксплуатационное свойство, характеризующее воздействие нефтепродукта или продуктов его разложения и сгорания на человека и окружающую среду.

Предельные углеводороды (метан, этан, пропан, бутан, пентан и др.) составляют значительную часть фракций нефти, жидких моторных топлив — бензинов и т. п., а также искусственных жидких топлив.

Химически наиболее инертные среди органических соединений, предельные углеводороды являются в то же время сильнейшими наркотиками. С увеличением числа атомов углерода сила наркотического действия предельных углеводородов растет.

Присутствие в воздухе сероводорода (H₂S) одновременно с предельными углеводородами, а также повышенная температура окружающего воздуха усиливают токсический эффект углеводородов.

Наиболее токсичным является оксид углерода, значительное количество которого имеется в искусственных газах. Оксид углерода препятствует усвоению кислорода красными кровяными шариками. Углекислый газ не ядовит; в малых концентрациях возбуждает дыхательный центр, а в больших – ухудшает его состояние. Сильное вредное воздействие оказывают сероводород, оксиды серы и азота (табл. 6). Метан и другие углеводородные газы не ядовиты, но вдыхание их вызывает головокружение, а значительное содержание в воздухе приводит к удушью из-за недостатка кислорода.

Таблица 6

Физиологическое воздействие газов на организм человека

Газ	Содержание		Длительность и характер воздействия
	об.%	мг/л
Оксид углерода	0,1	1,25	Через 1ч головная боль, тошнота, недомогание
	0,5	6,25	Через 2030мин. смертельное отравление
	1,0	12,50	Через 12мин. очень сильное или смертельное отравление
Серо-водород	0,01 0,015	0,15 0,23	Через несколько часов легкое отравление
	0,02	0,31	Через 58мин сильное раздражение глаз, носа, горла
	0,1 0,34	1,54 4,62	Быстрое смертельное отравление
Сернистый	0,001 0,002	0,029 0,058	При длительном воздействии раздражение горла и кашель
	0,05	1,46	Кратковременное воздействие опасно для жизни
Оксиды азота	0,006	0,29	При кратковременном воздействии раздражение горла
	0,010	0,48	Продолжительное воздействие опасно для жизни
	0,025	1,20	При кратковременном воздействии смертельное отравление

Предельно допустимая концентрация для предельных углеводородов (в пересчете на углерод) 300 мг/м³. При пребывании в замкнутых пространствах эта концентрация должна быть в 4 раза ниже.

Предельно допустимая концентрация (ПДК) – называются такие концентрации вредных веществ в рабочей зоне, которые не вызывают у работника профессиональных заболеваний при работе 41 час в неделю.

Все нефтепродукты токсичны, обладают наркотическим действием на органы дыхания, слизистую оболочку глаз и носоглотки, на кожу (дерматиты, экземы).

Токсичность нефтепродуктов определяет их ПДК в рабочей зоне. Чем токсичнее вещество, тем ниже ПДК (табл.7).

Для н/п установлен ПДК 300 мг/м³.

Таблица 7