Тема1. Общие свойства эксплуатационных материалов.

1. Оптимальный уровень качества ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ МАТЕРИАЛОВ.

Под качеством топлив и смазок понимается совокупность свойств, обусловливающих пригодность нефтепродуктов для использования.

В составе химмотологии обрела стройность и методологическую базу научная область, объединяющая методы количественной оценки качества нефтепродуктов- квалиметрия.

Многие требования к качеству АЭМ тесно связаны между собой. Поэтому количественное выражение этих требований имеет оптимум.

Под «оптимальным уровнем качества» АЭМ имеют в виду такой уровень, при котором максимально удовлетворяются требования потребителя при min затратах на их производство и потребление.

Оптимальный уровень качества находят не только для совокупности свойств, входящих в понятие «качествоАЭМ», но и для каждого свойства в отдельности.

При этом уровень качества АЭМ будет зависеть от уровня каждого свойства в отдельности и значимости его в общем понятии качества.

Естественно, что не все свойства равноценны при оценке уровня качества нефтепродукта. Как правило, наиболее важный показатель используют при маркировке АЭМ(у масел в маркировке- вязкость, у ОЖ- температура застывания; у бензинов- ОЧ и т.д.).

1.Качество смесиможно рассчитать по следующей зависимости:

К _СМ. =100/(Х/ К₁ + Y/К₂ +…+ Z/К_n),где

К _СМ.- качество смеси;

К₁, К₂, …, К_n – качество 1-го, 2-го, …, n-го компонентов;

Х, Y, Z – количество 1-го, 2-го, …, n-го компонентов в %;

100- 100%- количество смеси в %.Х+ Y+ Z=100

2.Если известны Х, Y, Z – количества в абсолютных единицах(н-р, масса в кг, объем в л и т.п.), то качество смеси

К _СМ. =V_СМ./(Х/ К₁ + Y/К₂ +…+ Z/К_n), где

V_СМ.- количество смеси в абсолютных единицах (н-р, масса в кг, объем в л и т.п.); Х+ Y+ Z=V_СМ;

Пример. Вычислить плотность ρ_t и ОЧ (октановое число) смеси, состоящей из следующих компонентов:

1). А-76 ГОСТ 2084-77: 60%; ρ_t=725 кг/м³;

2).Аи- 92 ГОСТ 2084-77: 30%; ρ_t=0,752 г/см³;

3).Аи- 95 ГОСТ 2084-77: 10%; ρ_t=0,758 кг/л;

Решение.

В данной задаче под качеством понимается, во- первых, плотность, во-

-вторых ,октановое число.

1. Выразим плотности всех компонентов в кг/м³:

ρ_t=0,752 г/см³ =752кг/м³; ρ_t=0,758 кг/л =758кг/м³.

2)Определим плотность смеси при температуре t(в данной задаче плотности всех компонентов даны при одной и той же температуре t):

ρ_tсм. =100/(60/725 + 30/752 + 10/758)=734 кг/м³

3. Определим ОЧИ смеси:

ОЧИсм.= 100/(60/80 + 30/92 + 10/95)=84,65 (Аи-85).

Ответ:плотностьсмеси ρ_tсм.=734 кг/м³; ОЧИсмеси = 85.

ЛЕКЦИЯ 4.(продолж.)

13.10.11.

Уровень основных свойств АЭМ является сложной функцией и формируется с учётом следующих факторов:

1.требований потребителей;

2.технических возможностей и затрат в нефтеперерабатывающей промышленности;

3.экономического эффекта от использования в эксплуатации;

4.взаимного влияния отдельных свойств, входящих в понятие «качество топлив и смазок»:

Некоторые свойства находятся в противоречии между собой, т.е. улучшение одного приводит к ухудшению другого(н-р, добавление низкокипящих компонентов в бензин улучшает пусковые свойства, но увеличивает склонность бензина к образованию паровых пробок в двигателе)- необходимо находить оптимум.

Каждое свойство АЭМ характеризуют количественно либо абсолютным, либо относительным показателем. При относительной оценке сопоставляют значение данного показателя нефтепродукта с показателем эталона.

Для оценки качества продукции определены три группы

количественных показателей:

1. Единичные- по ним оценивают одно свойство изделия(коррозионная активность топлив, моющая способность масел и др.);

2. Комплексные- характеризуют изделие с различных взаимосвязанных сторон и включают несколько единичных показателей;

3. Интегральные- отражают соотношение суммарного полезного эффекта от эксплуатации или потребления продукции и суммарных затрат на её создание и эксплуатацию или потребление(по существу характеризует оптимальный уровень качества нефтепродуктов) .

1.2.Физико-химические свойства моторных нефтепродуктов.

Нефть - основной традиционный источник получения моторных нефтепродуктов.

Нефть- это природная горючая маслянистая жидкость, обладающая слабой флюоресценцией и специфическим запахом, распространенная в осадочной оболочке Земли, которая представляет собой чрезвычайно сложную смесь переменного состава, поэтому говорить о константах нефти невозможно (состав и свойства нефти могут существенно изменяться). Но тем не менее для характеристики нефти определение ряда физико-химических свойств имеет весьма важное значение в отношении ее состава и товарных качеств. По свойствам нефть немного легче воды и практически в ней не растворяется. Так как нефть – смесь различных углеводородов, то у нее нет определенной температуры кипения. Среди определенных свойств нефти нет цвета - она варьирует от светло-коричневой, почти бесцветной, до темно-бурой, почти черной, а по свойствам плотности различают легкую (0,65-0,87 г/см3), среднюю (0,871-0,910 г/см3) и тяжелую (0,910-1,05 г/см3) нефть. Теплота сгорания 43,7-46,2 МДж/кг (10 400-11 000 ккал/кг). Нефть растворима в органических растворителях, в воде при обычных условиях практически нерастворима, но может образовывать с ней стойкие эмульсии. Сырая нефть и ее характеристики Сырой нефтью называют нефть, получаемую непосредственно из скважин. При выходе из нефтяного пласта нефть содержит частицы горных пород, воду, а также растворенные в ней соли и газы. Эти примеси вызывают коррозию оборудования и серьезные затруднения при транспортировке и переработке нефтяного сырья. Таким образом, для экспорта или доставки в отдаленные от мест добычи нефтеперерабатывающие заводы необходима промышленная обработка сырой нефти: из нее удаляется вода, механические примеси, соли и твердые углеводороды, выделяется газ. Газ и наиболее легкие углеводороды необходимо выделять из состава сырой нефти, т.к. они являются ценными продуктами, и могут быть утеряны при ее хранении. Кроме того, наличие легких газов при транспортировке сырой нефти по трубопроводу может привести к образованию газовых мешков на возвышенных участках трассы. Очищенную от примесей, воды и газов сырую нефть поставляют на нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ), где в процессе переработки из нее получают различные виды нефтепродуктов. Качество, как сырой нефти, так и нефтепродуктов, получаемых из нее, определяется ее составом: именно он определяет направление переработки нефти и влияет на конечные продукты. Важнейшими характеристиками  свойств сырой нефти являются: плотность, содержание серы, фракционный состав, а также вязкость и содержание воды, хлористых солей и механических примесей. Плотность нефти, зависит от содержания тяжелых углеводородов, таких как парафины и смолы. Для ее выражения используется как относительная плотность нефти, так и плотность нефти, выраженная в единицах Американского института нефти - API, измеряемая в градусах. Относительная плотность = масса соединения/ масса воды API = (141,5/ относительная плотность) - 131,5,

Нефть	Относительная плотность	Плотность API, °API
Легкая	0,800-0,839	36°-45,4°
Средняя	0,840-0,879	29,5°-36°
Тяжелая	0,880-0,920	22,3°-29,3°
Очень тяжелая	0,880-0,920	Менее 22,3°

По плотности можно ориентировочно судить об углеводородном составе сырой нефти и нефтепродуктов, поскольку ее значение для углеводородов различных групп различно. Более высокая плотность сырой нефти указывает на большее содержание ароматических углеводородов, а более низкая - на большее содержание парафиновых углеводородов. Углеводороды нафтеновой группы занимают промежуточное положение. Таким образом, величина плотности до известной степени будет характеризовать не только химический состав и происхождение продукта, но и его качество. Наиболее качественными и ценными являются легкие сорта сырой нефти (российская Siberian Light). Чем меньше плотность сырой нефти, тем легче процесс ее переработки нефти и выше качество получаемых из нее нефтепродуктов. Нефть, как и любая жидкость, при определенной температуре закипает и переходит в газообразное состояние. Различные компоненты нефти переходят в

газообразное состояние при различной температуре. Так, температура кипения метана –161,5°С, этана –88°С, бутана 0,5°С, пентана 36,1°С. Легкие нефти

кипят при 50…100°С, тяжелые – при температуре более 100°С.

Вязкость изменяется в широких пределах (от 1,98 до 265,90 мм²/с для различных не́фтей, добываемых в России), определяется фракционным составом нефти и её температурой (чем она выше и больше количество лёгких фракций, тем ниже вязкость), а также содержанием смолисто-асфальтеновых веществ (чем их больше, тем вязкость выше). Удельная теплоёмкость 1,7—2,1 кДж/(кг∙К); удельная теплота сгорания (низшая) 43,7—46,2 МДж/кг; диэлектрическая проницаемость 2,0—2,5; электрическая проводимость [удельная] от 2∙10⁻¹⁰ до 0,3∙10⁻¹⁸ Ом⁻¹∙см⁻¹.

Нефть — легковоспламеняющаяся жидкость; температура вспышки от −35^[5] до +121 °C (зависит от фракционного состава и содержания в ней растворённых газов

ОСНОВНЫЕ КОНЦЕПЦИИ ПРОИСХОЖДЕНИЯ НЕФТЕЙ

Существуют две теории происхождения нефти: биогенная и абиогенная.

Сторонники первой – органики – считают, что нефть образовалась в осадочном чехле земной коры в результате глубокого преобразования животных и

растительных организмов, живших миллионы лет назад. Другие – неорганики – доказывают, что нефть образовалась в мантии земли неорганическим путем.

Ответ на этот вопрос даст ответ на другой вопрос: в каких конкретных точках образуется нефть?

ОРГАНИЧЕСКАЯ КОНЦЕПЦИЯ

Органическая концепция начинает развиваться после создания работы М.В.Ломоносова о нефти. Он писал: «Увериться можем о происхождении сих горючих

подземных материй из растущих вещей их легкостью». Сторонники органической концепции также спорили о том, что явилось исходным веществом для нефти:

растения или животные? Победили те, кто утверждал: и растения, и животные.

Другим предметом спора было место залегания нефти. Одни ученые считали, что нефть залегает там же, где и образовалась, другие, что нефть образовалась в

одном месте, а скопилась в другом. Победила вторая точка зрения.

Органическая концепция в своем развитии опирается на геологические наблюдения. Так, 99,9% известных скоплений нефти приурочено к осадочным

толщам. Поэтому ученые считают, что нефть является продуктом процесса осадонакопления. Было установлено, что залежи нефти находятся в линзах

проницаемых пород, окруженных непроницаемыми породами.

Интересными оказались результаты исследования осадочных пород. Так, в глине в 2…4 раза больше органического вещества, чем в песке. Данное

органическое вещество (ОВ) подразделяется на три фракции: битумоиды, гуминовые кислоты и кероген. Битумоиды сходны по составу с нефтями в

залежах. Они составляют до 10…15 % ОВ. Битумоиды на 5…55 % состоят из углеводородов. Поэтому чем больше углеводородов в осадке, тем богаче эти породы битумоидами. ОВ состоит на 15…20% из гуминовых кислот.

Нерастворимое осадочное органическое вещество называется керогеном. Керогенсходен по составу с бурым углем. ОВ состоит на 70…80 % из него.

Битумоиды рассеянного ОВ подобны липоидам – жирам, состоящим из длинных углеродных цепей. Отсюда сделан вывод: липоиды, синтезируемые организмами, являются источником битумоидов в осадках. В настоящее время можно считать доказанной возможность образования углеводородов из липоидов, белков и углеводов. Липоиды по своему химическому составу стоят ближе всего к соединениям, входящим в состав нефти. Некоторые ученые полагают, что уже само механическое накопление углеводородов, попадающих из живого вещества в осадок, может привести к образованию нефти. На процесс происхождения нефти также влияют горные породы. Так, алюмосиликаты, из которых состоит глина, являются катализаторами в процессе образования нефти. И именно в глинистых породах происходит преобразование рассеянного ОВ.

С позиций современной органической концепции нефть образуется следующим образом.

Моря и озера населены планктоном. После его отмирания остатки растений иживотных организмов падают на дно, образуя толстый слой ила. После этогоначинается биохимическая стадия образования нефти. Микроорганизмы приограниченном доступе кислорода перерабатывают белки, углеводы и т.д. При этом образуются метан, углекислый газ, вода и немного углеводородов. Даннаястадия происходит в нескольких метрах от дна моря. Затем осадок

уплотняется: происходит диагенез. Начинаются химические реакции междувеществами под действием температуры и давления. Сложные вещества

разлагаются на более простые. Биохимические процессы затухают. Сувеличением глубины растет содержание рассеянной нефти. Так, на глубине до

1,5 км идет газообразование, на интервале 1,5…8,5 км идет образование жидких углеводородов–микронефти–при температуре от 60 до 160°С. А набольших глубинах при температуре 150…200°С образуется метан. По мереуплотнения илов микронефть выжимается в вышележащие песчаники.Этопроцесс первичной миграции. Затем под влиянием различных сил микронефть

перемещается вверх по наклону. Это вторичная миграция, которая являетсяпериодом формирования самого месторождения.

НЕОРГАНИЧЕСКАЯ КОНЦЕПЦИЯ

Существует несколько вариантов концепции неорганического происхождениянефти.

Наиболее последовательной является минеральная (карбидная) гипотезаД.И.Менделеева. Он доказывает, что при образовании нефти главным остатком разложения является уголь, а в Пенсильвании и Канаде нефть

встречается в девонских и силурийских пластах,не заключающих угля. Изживотного жира нефть также не могла произойти, так как они бы дали много

азотистых соединений, которых мало в нефти. Причем запасы нефти огромны, идля их образования потребовалось бы много жиров. Менделеев полагает, что

вода, проникая глубоко в землю и встречая там углеродистое железо,реагирует с ним и дает окислы и углеводороды (пары нефти). Они поднимались до холодных слоев и давали нефть и, если бы не было препятствий,

поднимались бы на поверхность. Сторонники органической концепции признают, что Менделеевым «впервые серьезно и научно был поставлен вопрос о генезисе нефти».

Так Д. И. Менделеев впервые обратил внимание на то, что нефть является важнейшим источником химического сырья, а не только топливом; он посвятил ряд работ происхождению и рациональной переработке нефти. Ему принадлежит известное высказывание: «Нефть — не топливо, топить можно и ассигнациями» (полагая, что целлюлоза ассигнаций — возобновляемый и менее ценный источник сырья, чем нефть).

В 1950г.профессор Кудрявцев выдвинул магматическую гипотезу образования нефти. Кудрявцев считает, что в мантии Земли при высокой температуре образуются углеводородные радикалы СН, СН₂ и СН₃. Вследствие

перепада давления они перемещаются ближе к земной поверхности. В результате понижения температуры радикалы реагируют между собой и с водородом, образуя

большое количество простых и сложных углеводородов. К ним примешиваются углеводороды, полученные из окиси углерода и водорода. Дальнейшее движение углеводородов, обусловленное огромным перепадом давлений и разностью давлений нефти и воды, происходит по заполненным водой трещинам и приводит их на поверхность или в ловушки(часть природного резервуара, в которой может установиться равновесие между газом, нефтью и водой).

Существует и космическая гипотеза неорганического происхождения нефти. Согласно данной гипотезе, Земля при остывании и формировании ее как планеты захватила водород из первичной газовой материи. Этот водород, перемещаясь по глубинным разломам на поверхность, вступает в реакцию с углеродом жидкой магмы и образует нефтяные углеводороды.

Неорганическая концепция, так же как и органическая, опирается на наблюдения. Так, известно около30 залежей нефти, приуроченных к изверженным и метаморфическим породам. Подсчитано, что ежегодно вулканы выбрасывают около 3,3Ч105 т углеводородов.

Для доказательства карбидной теории на чугун действовали соляной и серной кислотами, и был получен водород и смесь углеводородов, имеющих запах нефти.

В настоящее время господствующей является органическая концепция. Она отличается большей стройностью, зрелостью и завершенностью суждений. В

рамках неорганической концепции существует несколько гипотез, подчас взаимоисключающих друг друга.

Различного типа залежи нефти в гидравлически незамкнутых (1—3) и замкнутых (4—6) ловушках: 1 — пластовые сводовые нефтяные и газонефтяные залежи; 2 — массивная сводовая газонефтяная залежь; 3 — нефтяная залежь в выступе палеорельефа, первичного (напр., рифа) или вторичного (эрозионного); 4 — нефтяная залежь, экранированная стратиграфическим несогласием; 5 — нефтяная залежь в ловушке первичного (фациального, литологического) выклинивания коллектора;6 — тектонически экранированная залежь нефти; а — нефть; б — газ; в — вода.