Физико-химические свойства нефти и нефтепродуктов

Лекция 3

ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТИ И ГАЗА

Физико-химические свойства нефти и нефтепродуктов

В основе разработки и переработки нефти и товарных нефтепродуктов лежат физико-химические процессы и управление этими процессами требует знания физических и физико-химических свойств нефти, ее фракций. В большинстве случае из-за сложности состава используются средние значения физико-хими-ческих характеристик нефтяного сырья.

1. Плотности (нефть, конденсат, н/п).

Плотность является важнейшей характеристикой, позволяющей в совокупности с другими константами оценивать химический и фракционный состав нефти и нефтепродуктов (н/п). Плотность принято выражать абсолютной и относительной величиной.

Абсолютной плотностью считается масса вещества, заключенная в единице объема, плотность имеет размерность кг/м³ или г/см³.

В практике нефтепереработки принято использовать безразмерную величину относительной плотности нефти или н/п, которая равна отношению плотности н/п при 20 ⁰С к плотности воды при 4 ⁰С и относительная плотность обозначается ρ ₄²⁰, поскольку плотность выоды при 4 ⁰С равна единице, числовые значения относительной и абсолютной плотности совпадают.

В некоторых зарубежных странах за стандартную принята одинаковая температура н/п и воды, равная 60 ⁰F, что соответствует 15, 5 ⁰ и относительная плотность обозначается ρ ₁₅¹⁵.

Взаимный пересчет ρ ₄²⁰ и ρ ₁₅¹⁵ производится по формулам:

ρ ₁₅¹⁵ = ρ ₄²⁰ + 0, 0035/ ρ ₄²⁰ (1)

или ρ ₁₅¹⁵ = ρ ₄²⁰ + 5a, (2)

где a - поправка на изменение плотности при изменении температуры на один градус и значения средней температурной поправки a для н/п приводятся в специальных таблицах.

В США и других странах широко используется величина плотности, измеряемая в градусах API, связанную с ρ ₁₅¹⁵ соотношением:

⁰API = 141, 5/ ρ ₁₅¹⁵ - 131, 5 (3)

Для углеводородных и других газов за стандартные условия принимают давление 0, 1 МПа (760 мм рт. ст.) и температуру 0 ⁰С, обычно определяют относительную плотность, т. е. отношение плотности газа к плотности воздуха (1, 293 кг/м³). Плотность любого газа при стандартных условиях может быть найдена как частное от деления его молекулярной массы на объем 1 кмоля, т. е. 22, 4 м³. Плотность газа (ρ _г, кг/м³) при условиях (давление Р, МПа, температуре Т, К), отличных от стандартных, можно определить по формуле:

ρ _г = 1, 18 МР/Т, (4)

где М – молекулярная масса газа.

или ρ _г = М/22, 4; (4^’)

где М –молекулярная масса газа, кг/кмоль, 22, 4 – объем 1 кмоля газа при стандартных условиях (0, 101 МПа (760 мм рт. ст.) и 273 К (0 ⁰С).

Плотность нефтей и н/п уменьшается с повышением температуры и эта зависимость имеет линейный характер и хорошо описывается формулой Д.И. Менделеева:

ρ ₄ ^t = ρ ₄²⁰ - a(t-20), (5)

где ρ ₄ ^t - относительная плотность н/п при заданной температуре t,

ρ ₄²⁰ - относительная плотность н/п при стандартной температуре (20 ⁰С).

Необходимо отметить, что уравнение Д.И. Менделеева справедливо для интервала температур от 0 ⁰С до 150 ⁰С и погрешность составляет 5-8 %.

В более широком интервале температур, т.е. до 300 ⁰С и с меньшей погрешностью (до 3 %) зависимость плотности (кг/м³) от температуры рассчитывается по уравнению А.К. Мановяна:

ρ ₄ ^t = 1000 ρ ₄²⁰ – 0, 58/ ρ ₄²⁰ ∙ (t-20) –[t-1200(ρ ₄²⁰ -0, 68]/1000 ∙ (t-20). (6)

Существует несколько методов определения плотности н/п, выбор того или иного метода зависит от имеющегося количества н/п, его вязкости, требуемой точности определения и времени анализа.

Простейшим прибором для определения плотности жидких н/п является ареометр, градуировка ареометра отнесена к плотности воды при 4 ⁰С и его показания соответствуют ρ ₄²⁰. Точность определения плотности с помощью ареометра составляет 0, 001 для маловязких и 0, 005 – для вязких н/п.

Для определения плотности высоковязкого (более 200 мм²/с при 50 ⁰С) н/п (ρ _н) ареометром поступают следующим образом. Н/п разбавляют равным объемом керосина известной плотности (ρ _к) и измеряют плотность смеси (ρ _см) и рассчитывают плотность н/п по формуле:

ρ _н = 2 ρ _см - ρ _к. (7)

Более точно (с точностью до 0, 0005) плотность н/п определяют с помощью гидростатических весов, которые градуируются по плотности воды при 20 ⁰С и дают показания ρ ^t₂₀.

Наиболее точный результат достигается при определении плотности пикнометром (до 0, 00005), в зависимости от агрегатного состояния н/п (газ, жидкость, твердое вещество) и его количества применяются пикнометры разной формы и емкости.

Пикнометрический метод основан на сравнении массы нефтепродукта, взятого в определенном объеме, с массой дистиллированной воды, взятой в том же объеме и при той же температуре. Единственным недостатком пикнометрического способа является продолжительность определения.

Плотность большинства нефтей и н/п меньше единицы и в среднем колеблется от 0, 80 до 0, 90 г/см³, высоковязкие смолистые нефти имеют плотность, близкую к единице, наоборот, нефти из газоконденсатных месторождений и конденсаты очень легкие (ρ ₄²⁰ = 0, 75 – 0, 77 г/см³).

На величину плотности нефти влияет много факторов: содержание растворенных газов и смол, фракционный, а для дистиллятов также и химический состав.