Лекция 3

1. Лекция 3 Основные свойства нефти

2.

Нефть и природный газ не являются до конца изученными
веществами, несмотря на то, что являются объектом исследования уже
около двух веков.
Сама нефть известна человечеству с древнейших времен — ее
применение в качестве топлива и строительного материала началось
еще до нашей эры.
Активное изучение состава и свойств углеводородов нефти
началось во второй половине 19 века и было обусловлено бурным
ростом промышленного производства. Одной из наиболее актуальных и
важных проблем к середине 19 века являлась потребность в
искусственном освещении и более качественных смазочных материалах,
которая решалась за счет промышленного производства керосина и
смазочных масел из нефти.
Появление двигателя внутреннего сгорания подняло потребление
нефти в мировом масштабе на иную высоту. На мировой рынок вышел
бензин — новый продукт нефтепереработки, который до этого являлся
лишь ее отходом.
К началу XX века накопленные знания позволили определить
дальнейший потенциал той области органической химии, которая
занималась изучением нефтяных углеводородов, и вывести химию
нефти в отдельное научное направление.

3.

Что такое нефть?
Нефть – вязкая жидкость темнокоричневого, чаще черного цвета, иногда
почти бесцветная, жирная на ощупь,
состоящая из смеси различных
углеводородных соединений.
Нефть – система сложного природного
углеводородного раствора, в котором
растворителем являются легкие углеводороды
(УВ), а растворенными веществами – прочие
компоненты (тяжелые УВ, смолы,
асфальтены).

4.

Основными элементами нефти являются углерод
(83...87%) и водород (11...14%). Наиболее часто
встречающаяся примесь сера (до 7%), хотя во многих
нефтях серы практически нет. Сера содержится в
нефтях в чистом виде (самородная), в виде
сероводорода или меркаптанов. Она усиливает
коррозию металлов. Азота в нефтях не больше 1,7%;
он совершенно безвреден в силу своей инертности.
Кислород встречается в нефти не в чистом виде, а в
различных соединениях (кислоты, фенолы, эфиры и
т.д.); его в нефти не более 3,6%. Из металловв нефти
присутствуют железо, магний, алюминий, медь, натрий,
олово, кобальт, хром, германий, ванадий, никель, ртуть
и другие. Содержание металлов столь мало, что они
обнаруживаются лишь в золе, остающейся после
сжигания нефти.

5.

СВОЙСТВА
нефтей и нефтепродуктов
ФИЗИКОХИМИЧЕСКИЕ
ТЕПЛОВЫЕ
ОПТИЧЕСКИЕ
ВЯЗКОСТНО ТЕМПЕРАТУРНЫЕ
НИЗКОТЕМПЕРАТУРНЫЕ

6.

ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА
нефтей и нефтепродуктов
1. Плотность
2. Ср. темп. кип.
нефт. фракции
3. Характеризующий
фактор
4. Молярная масса
5. Давление
насыщенных паров
(ДНП)
6. Темп. кип. при
нестандартных
давлениях
7. Критические
свойства

7.

1. Плотность
Одна из важнейших и широко употребляемых показателей
качества нефтей и нефтепродуктов.
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*), в других странах, в т.ч. и
России - 4°С и 20°С (ρ420).
t °С = 5/9(t °F - 32).
*°F - градусы по шкале Фаренгейта, в которой температуры
таяния льда и кипения воды приняты соответственно за 32 и
212 единиц;

8.

2. Средняя температура кипения
нефтяной фракции
Любая нефтяная фракция, как и нефть, представляет собой
сложную смесь углеводородов, выкипающих в некотором
температурном
интервале.
В
инженерных
расчетах
используется понятие средней температуры кипения
нефтяной фракции. Существует несколько ее модификаций,
но наиболее употребительной является средняя молярная
температура Тcp.м , которая рассчитывается по формуле
Тср.м. =
где i - число компонентов (узких фракций) от 1 до n;
xi - мольная доля i-гo компонента;
ti - среднеарифметическая температура кипения узкой
фракции, в °С.

9.

3. Характеризующий фактор
Это условный параметр (называемый также фактор
парафинистости Ватсона), представляющий собой
функцию плотности и средней молярной температуры
кипения нефтепродукта отражающий его химическую
природу:
К = 1,216
Средние значения К :
парафинистые нефтепродукты
нафтеноароматические
ароматизированные
продукты крекинга
12,5-13,0
10-11
10
10-11

10.

4. Температура кипения при
нестандартных давлениях
В химической технологии информацией о температуре
кипения
химических
веществ
при
нестандартных
давлениях
П
(Тпкип)
пользуются
при
расчетах
технологических процессов, осуществляемых при вакууме
или
давлениях
выше
атмосферного,
и
обычно
довольствуются табулированными экспериментальными
данными или же номограммами.
Поскольку Тпкип определяется из условия равенства ДНП
жидкости Рт внешнему давлению П, то барическую
зависимость температуры кипения химических веществ
следует
рассматривать
как
обратную
функцию
термической зависимости ДНП при условии РТ=П.

11.

5. Критические свойства
Критическая температура (Ткр), названная по предложению Д.И.
Менделеева абсолютной температурой кипения - температура, при
которой исчезает различие между жидким и газообразным
состоянием вещества. Критическое давление (Ркр) - давление
насыщенных паров химических веществ при критической
температуре. Критический объем (VKp) - удельный объем,
занимаемый веществом при критических температуре и давлении.
При температурах свыше Ткр вещество переходит в
сверхкритическое состояние без кипения и парообразования
(фазовый переход 2-го рода), при котором теплота испарения,
поверхностное
натяжение
и
энергии
межмолекулярного
взаимодействия равны нулю. Вещество в сверхкритическом
состоянии можно представить как совокупность изолированных
друг от друга молекул (как молекулярный «песок»).
Для веществ, находящихся в сверхкритическом состоянии, не
применимы закономерности абсорбции, адсорбции, экстракции и
ректификации. Их в смесях с «докритическими» жидкостями можно
разделить лишь гравитационным отстоем.

12.

ВЯЗКОСТНО - ТЕМПЕРАТУРНЫЕ СВОЙСТВА
Вязкость является одной из важнейших характеристик
нефтей и нефтепродуктов. Она определяет подвижность
нефтепродуктов в условиях эксплуатации двигателей, машин
и механизмов, существенно влияет на расход энергии при
транспортировании, фильтрации, перемешивании.
Различают динамическую (η), кинематическую (ν) и
условную (ВУ) вязкости.
В нефтепереработке наиболее широко пользуются
кинематической вязкостью, численно равной отношению
динамической вязкости нефтепродукта к его плотности
ν=η/ρ
Единицей измерения ν является см2/с (стокс) или мм2/с
(сантистокс).
Вязкость сильно зависит от температуры, поэтому всегда
указывается температура.

13.

ТЕПЛОВЫЕ СВОЙСТВА
При технологических расчетах аппаратов НПЗ
используют такие значения тепловых свойств нефтей и
нефтепродуктов, как:
ТЕПЛОЕМКОСТЬ - количество тепла, необходимое
для нагревания единицы массы вещества на один
градус;
ЭНТАЛЬПИЯ (теплосодержание);
ТЕПЛОТА СГОРАНИЯ (теплотворная способность) -
количество тепла (в Дж), выделяющееся при полном
сгорании единицы массы (кг) топлива (нефти,
нефтепродуктов) при нормальных условиях;
ТЕПЛОТА
ИСПАРЕНИЯ - количество теплоты,
поглощаемое жидкостью при переходе ее в
насыщенный пар и др..

14.

ОПТИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА
Для определения химического состава нефтепродуктов в
дополнение к химическим методам анализа используют
такие оптические свойства, как:
цвет;
коэффициент (показатель) преломления;
оптическая активность;
молекулярная рефракция;
дисперсия.
Данные показатели внесены в ГОСТы на некоторые
нефтепродукты. Кроме того, по оптическим показателям
можно судить о глубине очистки нефтепродуктов, о
возрасте и происхождении нефти.

15.

Фракционный состав нефти:
Выкипающие до 3500С –
светлые дистилляты:
до 1400С – бензиновая
фракция
от 140 до 2200С –
керосиновая фракция
от 220 до 3500С – дизельная
фракция (соляровый
дистиллят)
до 2000С – легкая или
бензиновая фракция
от 200 до 3000С – средняя
или керосиновая фракция
от 3000С – тяжелая или
масляная фракция

16.

Плотность нефти
- масса единицы объема тела, измеряется в кг/м3
(г/см3).
Зависит от:
Классификация нефтей по плотности
Углеводородного состава;
Очень легкие – до 0,8 г/см3;
Фракционного состава;
Легкие 0,8 – 0,84 г/см3;
Содержания смолистоасфальтеновых компонентов;
Средние 0,84 – 0,88 г/см3;
Тяжелые 0,88 – 0,92 г/см3;
Очень тяжелые более 0,92 г/см3;

17.

Зависимость состава нефтей от геологогеохимических условий
Геологогеохимические
условия нахождения
нефти:
Глубина залегания
Возраст вмещающих
отложений
Гидрогеологические условия
Литология вмещающих
пород
Термокаталитические
превращения
Окисление
Осернение
Дифференциация
(физическое
фракционирование)