Материал: химические свойства нефти

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

Лабораторная работа 1 Определение плотности нефтяных фракций и нефтепродуктов

Основными методами измерения плотности являются ареометрический и пикнометрический методы. Наиболее точным является пикнометрический метод. Используемые в первом методе ареометры (нефтеденсиметры) являются наиболее распространенными средствами измерения плотности, так как они просты и удобны в работе. С помощью ареометров определяют плотность светлых и темных нефтепродуктов и масел, имеющих вязкость при 50 °С не более 200 сантистокс (сСт).

Сущность метода (ГОСТ 3900-85) заключается в погружении ареометра в испытуемый продукт, снятии показания по шкале ареометра при температуре определения и пересчете результатов на плотность при температуре 20 °С. Определение ведется согласно стандарта ГОСТ 3900-85.

Ареометр представляет собой стеклянный запаянный цилиндр (поплавок), заканчивающийся в верхней части стержнем, снабженным градуированной шкалой плотности. Нижняя часть поплавка заполнена балластом постоянной массы.

Для повышения точности измерения пользуются набором ареометров, шкалы которых охватывают определенный диапазон плотностей.

Градуировку ареометров производят при температуре 20 °С и относят к плотности воды при 4 °С. Поэтому с показаний шкалы снимают значения относительной плотности 420.

Ареометрами можно определять плотность нефтепродуктов с кинематической вязкостью не выше 200 сСт при 50 °С. Нефтепродукты с вязкостью больше чем 200 сСт перед определением плотности разбавляют равным объемом тракторного или осветительного керосина.

Ареометры выпускаются двух типов: с впаянным термометром, что позволяет одновременно с измерением плотности определять и температуру нефтепродукта (тип АНТ) и без термометра (тип АН).

В данной работе предусмотрено определение плотности моторных нефтепродуктов ареометром типа АН (ГОСТ 3900-85).

Ход определения.

Пробу испытуемого нефтепродукта наливают в цилиндр емкостью 200 мл на 2–3 см ниже верхнего края. Цилиндр должен быть установлен на ровной поверхности. Чтобы не образовывалась пена на поверхности цилиндра, продукт наливают не прямо на дно цилиндра, а по стеклянной

9

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

палочке или по стенкам цилиндра. Если пена все же образовалась, то в случае маловязкого продукта достаточно хлопнуть ладонью по верху цилиндра, а в случае высоковязкого продукта ее надо снять фильтровальной бумагой.

Необходимо, чтобы температуры цилиндра и испытуемой пробы были одинаковыми. Температуру пробы измеряют термометром с ценой деления 1 °С до и после измерения плотности. Температура при проведении испытаний должна оставаться постоянной.

Чистый и сухой ареометр осторожно опускают в цилиндр, не допуская смачивания части стержня, расположенной выше уровня погружения.

Когда после установки колебания ареометра прекратятся, отсчитывают показания по верхнему краю мениска, при этом глаз находится на уровне мениска. Отсчет по шкале ареометра соответствует плотности нефтепродукта при температуре испытания t в г/см3.

Измеренное значение плотности (ρt) приводят к плотности при 20 °С (ρ20) по формуле (3).

20 = − ∙ ( − 20)

Температурную поправку плотности α определяют по таблице 1, приведенной ниже, в зависимости от диапазона плотности, в котором лежит измеренное значение.

Таблица 1. Средние значения температурных поправок плотности нефтепродуктов

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

Расхождения между параллельными испытаниями не должны превышать 0,002.

1.3 Вязкость нефти и нефтепродуктов

Вязкость, как и плотность, – важный параметр, используемый при проектировании разработки нефтяных месторождений, выборе способа транспортировки и схемы переработки нефти. Величина вязкости является также характеристикой показателей качества нефтепродуктов – топлив, масел, битумов.

Вязкостью называется свойство жидкостей (газов) оказывать сопротивление перемещению одной части жидкости относительно другой под усилием сдвига.

На вязкость нефти и нефтепродуктов существенное влияние оказывают температура и структура углеводородов. С понижением температуры вязкость возрастает. Она существенно повышается с ростом разветвленных цепей в молекулах алканов и нафтенов, увеличением числа циклов в молекулах. Наименьшей вязкостью и наиболее пологой кривой вязкости обладают алифатические углеводороды. Наибольшей вязкостью и наиболее крутой кривой вязкости – ароматические (особенно би- и полициклические) углеводороды. Для различных групп углеводородов вязкость растет в ряду:

н-алканы н-алкены изоалканы изоалкены алкилциклопентаны алкилциклогексаны алкилбензолы алкилнафталины

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 и не подчиняется закону Ньютона из-за появившихся внутри жидкости структурных образований. Чаще всего это асфальто-смолистые вещества, парафины, церезины и некоторые другие. Вязкость таких систем носит название структурной вязкости. Для разрушения возникших структур требуется определенное усилие, которое называется пределом упругости. После разрушения структур жидкость приобретает свойства ньютоновских жидкостей.

Большое практическое значение имеет вязкость топлив и масел. От вязкости топлив зависит надежность работы и долговечность топливной

11

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

аппаратуры, возможность использования топлива при низких температурах, противоизносные свойства, процесс испарения и сгорания топлива. Вязкостные свойства масел определяют возможность обеспечения жидкостного трения, эффективность охлаждения трущихся поверхностей, легкость пуска двигателя, прокачиваемость масла по смазочной системе.

Изменение вязкости масел при изменении температуры численно характеризуется индексом вязкости, отражающим пологость вязкостнотемпературной кривой. 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 ее индекс.

Для оценки вязкости используются значения динамической, кинематической и условной вязкости.

Динамическая вязкость μ это отношение действующего касательного напряжения к градиенту скорости при заданной температуре. Единицей измерения динамической вязкости в системе СИ является паскаль-секунда – Па с, на практике обычно используют мПа с. Единица динамической вязкости в технической системе называется пуазом (Пз). Размерность пуаза – г/см с; 0,01 Пз называется сантипуазом.

Для определения динамической вязкости требуется источник постоянного давления (постоянно приложенного напряжения) на жидкость. Это условие предопределяет дополнительные технические трудности, сложность воспроизведения и трудоемкость анализа.

Величина, обратная динамической вязкости, называется текучестью. Кинематической вязкостью νt называют отношение динамической

вязкости μt при данной температуре к плотности ρt при той же температуре

Размерность кинематической вязкости в системе СИ выражается в см2/с. Единицу кинематической вязкости называют стоксом (Cт), 1 Cт = 100 cСт (сантистокс). Практической единицей измерения кинематической вязкости является сантистокс (сСт). 1 Ст равняется 10–4 м2/с.

Условная вязкость представляет собой отношение времени истечения определенного объема исследуемого продукта ко времени истечения такого же объема стандартной жидкости при определенно установленной температуре. Условную вязкость используют для оценки вязких (тяжелых)

12

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

нефтепродуктов и выражают условными единицами, градусами или секундами. Чаще всего она оценивается числом градусов Энглера – отношением времени истечения 200 мл испытуемого продукта при данной температуре ко времени истечения 200 мл дистиллированной воды при 20 ºС. Величину условной вязкости обозначают знаком °ВУ. Для пересчета кинематической вязкости в условную и обратно используют специальные таблицы или эмпирические формулы.

С понижением температуры высоковязкие нефти, природные битумы и остаточные нефтепродукты (мазут, гудрон) могут проявлять аномальную вязкость, называемую структурной вязкостью. При этом их течение перестает быть пропорциональным приложенному напряжению, т. е. они становятся неньютоновскими жидкостями. Причиной структурной вязкости является содержание в нефти и нефтепродукте смолисто-асфальтеновых веществ и парафинов. Определение структурной вязкости таких объектов ведется с использованием стандартного метода (ГОСТ 1929-87) ротационными вискозиметрами.

Для характеристики дизельных топлив и моторных масел используют кинематическую вязкость. Ее величина нормируется для дизельных топлив при 20 °С, для моторных масел, используемых в автотракторной технике, при

–18 °С и 100 °С.

1.4 Характеризующий фактор

Характеризующий фактор K определяет химическую природу нефтепродукта, его парафинистость. Определяется в зависимости от двух параметров – плотности и температуры кипения, величина которых зависит от состава нефтепродуктов.

Применяется характеристический фактор для коррекции при расчёте физико-химических свойств нефтепродуктов.

1.5 Молекулярная масса

Нефть и нефтепродукты представляют собой смеси индивидуальных углеводородов и других соединений, поэтому они характеризуются средней молекулярной массой. Средняя молекулярная масса многих нефтей 250— 300 кг/кмоль. Первый представитель жидких углеводородов нефти — пентан С5Н|2 — имеет молекулярную массу 72 кг/кмоль. У наиболее высокомолекулярных гетероатомных соединений нефти и ее высоковязких

13