химические свойства нефти

СПБГУАП | группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

фракций молекулярная масса составляет 1200—2000 кг/кмоль. Молекулярная масса тем больше, чем больше средняя температура кипения фракции.

Молекулярные массы фракций с одинаковыми пределами кипения, но выделенные из разных нефтей, близки между собой. Поэтому во многих случаях можно пользоваться экспериментальными данными, приведенными в табл. 1.2, или определять молекулярную массу по формуле Б. П. Воинова

где М — молекулярная масса фракции;

tср.мол — среднемолярная температура кипения светлых нефтяных дистиллятов, определяемая экспериментально и по специальным графикам, К.

Более точные результаты дает формула Воинова — Эйгенсона, выведенная с учетом характеризующего фактора К:

М = (7 К- 21,5 + (0,76 - 0,04К) tср.мол + (0,0003К - 0,00245) ( tср.мол)2 (7)

где М — молекулярная масса фракции;

tср.мол — среднемолярная температура кипения нефтяных дистиллятов, К;

К— характеризующий фактор.

1.6Характеристические точки кипения нефтяных фракций

Нефть и ее фракции не являются индивидуальными веществами, а представляют собой сложную смесь углеводородов различного состава и строения, выкипающих в определенном интервале температур. Поэтому при выполнении технологических расчетов пользуются понятием средней температуры кипения.

В зависимости от способа усреднения различают среднеобъемную (tср.об), среднемассовую (tcp.масс), среднемолекулярную (tср.мол), среднекубическую (tср.куб) и среднеусредненную (tср.уср) температуры кипения, но чаще всего используют для расчетов среднемолекулярную tср. мол.

Расчеты средних температур кипения всегда ведутся в градусах Цельсия, однако в дальнейших расчетах данная величина может быть выражена в градусах Кельвина. Поскольку значение температуры кипения

14

СПБГУАП | группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

нефтяной фракции повсеместно используется для расчета прочих теплофизических свойств нефтяных фракций, то для упрощения расчетов среднюю температуру кипения достаточно часто определяют как среднее арифметическое начальной и конечной температур кипения. Если известны данные о разгонке образца нефти или узкой фракции, то приближенно среднеобъемную температуру (tср.об) можно определить как температуру отгона 50 % образца по кривой истинных температур кипения (ИТК) или по кривой разгонки.

Вместе с тем среднеобъемную (СОТК), среднемассовую (СМТК), среднемолекулярную (СМТК), среднекубическую (СКТК) и среднеусредненную (СУТК) температуры кипения можно определить, используя номограммы и графики.

Графическое определение температур кипения

Среднеобъемная температура кипения фракции (tср.об) определяется наиболее просто по результатам объемной разгонки по ГОСТ 2177-99 «Нефтепродукты. Метод определения фракционного состава».

При отсутствии кривой объемной разгонки можно пользоваться кривой ИТК, приближенно оценивая tcp.об как температуру кипения фракции, равную температуре выкипания 50 % исходной загрузки. Для узких фракций tcp.oб можно определить как среднеарифметическое значение между началом и концом кипения фракции.

Температуры кипения – tср.мол, tcp. масс, tср. куб, tср. уср – можно определить по номограмме на рисунке 1 в зависимости от tcр.об и угла наклона кривой разгонки (α). Значение α рассчитывают по формуле

Среднемолекулярную температуру кипения рассчитывают, используя значение среднеобъемной температуры кипения, по графику на рисунке 2.

СПБГУАП | группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

Температуру кипения tср.мол рассчитывают путем определения разности

Среднемолекулярную температуру кипения или молекулярную массу нефтепродукта можно определить также, исходя из величины его относительной плотности по номограмме на рисунке 3. Порядок определения представлен непосредственно на номограмме.

Практическая работа 1 Определение средних температур кипения нефтяных фракций

Задача 1. При разгонке фракции нефти по ГОСТ были получены следующие фракции: tнк = 100 °С; t10 = 120 °C; t30 = l35 °С; t50 = 205 °С; t70 = 250 °С; t90 = 290 °С; tкк = 305 °С. Определить среднеобъемную, среднемассовую, среднекубическую, среднеусредненую и среднемольную температуры кипения фракции.

Решение.

Для решения задачи воспользуемся номограммой (рисунок 1), которая позволяет установить искомые температуры кипения с учетом рассчитанного угла наклона кривой разгонки.

Найдем среднеобъемную температуру кипения фракции:

tcр. об = (t10 + t30 +t50 + t70 + t90)/5 == (120 + 135 + 205 + 250 + 290)/5 = 200 °С.

Находим угол наклона кривой разгонки по уравнению (9)

α = 90− 10 = 290−120 = 2,12 80 80

На оси абсцисс номограммы отметим точку, соответствующую углу наклона кривой разгонки (α), равную 2,12. Через отмеченную точку проводим прямую, перпендикулярную оси абцисс. Отмечаем точки пересечения проведенной прямой с соответствующими линиями температуры (200 °С) среднемассовой, среднекубической,

16

СПБГУАП | группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

Средний наклон кривой разгонки, по ГОСТ 2177-88, ºС/% отгона

Рисунок 1. Номограмма для определения корректирующих поправок к среднеобъёмной температуре кипения.

17

СПБГУАП | группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

18

СПБГУАП | группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

среднеусредненной, среднемольной. Из точек пересечения опускаем перпендикуляры на ось поправок и находим поправки с соответствующим знаком для искомых температур:

-среднемассовая: +5,5 °С;

-среднекубическая: –5,7 °С;

-среднеусредненная: –15,5 °С;

-среднемольная: –25,7 °С.

Далее рассчитываем искомые температуры:

tср. мас = tср. об + tср.мас = 200 + 5,3 = 205,3 °С,

tср. куб = tср. об + tср.куб = 200 – 5,2 = 194,8 °С, tср.уср = tср.об + tср.уср = 200 – 15,5 = 185,4 °С,

tср.мол=tср.об+ tср.мол=200–25,7=174,3°С

Задача 2.

Дана нефтяная фракция со среднеобъемной температурой кипения, равной 200 °С, и углом наклона кривой разгонки (Δ), равным 2,12. Необходимо определить среднемольную температуру кипения фракции.

Решение.

Для решения задачи воспользуемся графиком (рисунок 2), который позволяет определить среднемольную температуру кипения по известной величине среднеобъемной температуры кипения и значением снимаемой поправки с графика.

На оси абцисс отмечаем точку, соответствующую значению угла наклона кривой разгонки фракции (α), равному 2,12, из которой восстанавливаем перпендикуляр до пересечения с кривой разгонки.

Из точки пересечения с кривой разгонки опускаем перпендикуляр на шкалу поправок. В точке пересечения считываем поправку t, равную 12,5 °С.

Далее рассчитываем искомую среднемольную температуру кипения фракции по формуле (8):

tср. мол = tср. об – t = 200 + 12,5 = 212,5 °С.

19

СПБГУАП | группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

Задача 3.

Дана нефтяная фракция с относительной плотностью1515., равной 0,95, и средней молекулярной массой 230. Определить

среднемольную температуру кипения фракции.

Решение.

Для решения задачи воспользуемся номограммой (рисунок 3), которая позволяет определить среднемольную температуру кипения по известной величине относительной плотности 1515.

На оси молекулярной массы отмечаем точку, соответствующую молекулярной массе 180, через которую проводим прямую линию, перпендикулярную данной оси, до пересечения с кривой относительной плотности ( 1515). Из точки их пересечения опускаем перпендикуляр на ось среднемольной температуры кипения. В точке пересечения с осью находим искомое значение среднемольной температуры кипения tср.мол, равное 258 °С.

Задания для самостоятельной работы

Задача 1. По стандартной разгонке нефтяной фракции определить среднеобъемную, среднемольную, среднемассовую, среднекубическую и среднеусредненную температуры кипения фракции. Определение провести по номограмме, приведенной на рисунке 1. Варианты заданий представлены в таблице 2.

Таблица 2. Варианты заданий к задаче 1

20

СПБГУАП | группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

Задача 2. Используя результаты среднеобъемной температуры кипения фракции, полученные в задаче 1, и дополнительные данные, приведенные в таблице 3, найдите молекулярную массу нефтяных фракций. Для решения данной задачи воспользуйтесь номограммой, представленной на рисунке 3. Варианты заданий представлены в таблице 3.

21

СПБГУАП | группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

1.7 Электрические свойства нефти

Главнейшими электрическими свойствами нефтепродуктов являются электропроводность и диэлектрическая проницаемость.

Чистые (безводные) нефть и нефтепродукты являются диэлектриками (т. е. изоляторами) — веществами не проводящими электрический ток. Их применяют в качестве электроизолирующих материалов для кабелей, для заливки трансформаторов и т. д.

Проводимость жидких диэлектриков зависит от содержания влаги и температуры. Значение относительной диэлектрической проницаемости нефтепродуктов в 3—4 раза меньше таких изоляторов, как стекло, фарфор, мрамор.

22

СПБГУАП | группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

У безводных, чистых нефтепродуктов электропроводность ничтожна. Вследствие малой электропроводности парафин стал незаменимым изолятором в радиотехнике.

Нефтепродукты способны аккумулировать электрический заряд, который возникает при трении их о стенки трубопровода. При некоторых условиях электрические заряды могут образовывать искры и вызывать воспламенение нефтепродукта, что приводит к пожарам и взрывам. Надежным методом борьбы с накоплением статического электричества является заземление всех металлических частей аппаратуры, насосов, трубопроводов и т. п.

1.8 Оптические свойства нефти

В дополнение к химическим методам анализа для определения физикохимических свойств нефти используют такие оптические свойства, как цвет, показатель преломления, оптическая активность и пр. Эти показатели внесены в ГОСТы на некоторые нефтепродукты. Кроме того, по оптическим показателям можно судить о глубине очистки нефтепродуктов, о возрасте и происхождении нефти.

Цвет нефтей меняется в пределах одного месторождения. Вопреки общераспространенному мнению нефть не всегда бывает черного цвета. Существуют «белые» и «красные» нефти. «Белая» нефть — прозрачная, почти бесцветная жидкость малой плотности и имеет, как правило, газоконденсатное происхождение. «Красная» нефть плотнее, она богата бензино-керосиновы- ми фракциями.

Показатель преломления характеризует оптическую плотность среды и позволяет судить о групповом углеводородном составе нефти и нефтяных дистиллятов, а в сочетании с плотностью и молекулярной массой — рассчитать структурно-групповой состав нефтяных фракций.

Показатель преломления, или коэффициент рефракции, и плотность являются важнейшими физическими константами индивидуальных соединений. С их помощью устанавливается чистота синтезированных или выделенных из нефти веществ.

Показатель преломления зависит от природы исследуемого вещества. Например, чем больше плотность нефтепродукта, тем выше его показатель преломления.

23