Котировки акций
adrbidask
Газпром0.000.00
ГМК0.000.00
Лукойл0.000.00
Роснефть0.000.00
Ростелеком0.000.00
Сургутнефтегаз0.000.00
Татнефть0.000.00
ВТБ0.000.00
Данный на 00:00 МСК
Товарные рынки
BIDASK
Золото0.000.00
Серебро0.000.00
Платина0.000.00
Палладий0.000.00
Алюминий0.000.00
Никель0.000.00
Медь0.000.00
Нефть Brent0.000.00
Нефть Лайт0.000.00

ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА

Плотность Молекулярная масса ДНП Критические параметры Вязкость Поверхностное натяжение
Фактор сжимаемости Летучесть (фугитивность) Оптические свойства Электрические свойства

Общие положения

Физико–химические свойства нефтей в пластовых условиях значительно отличаются от свойств дегазированных нефтей. Отличия обусловлены влиянием высоких пластовых давлений, температур и содержанием растворенного газа, количество которого может достигать до 400 нм3 на 1 м3 нефти.

Плотность характеризует количества покоящейся массы, выраженной в единице объёма, [г/см3; кг/м3].

В практике принято использовать безразмерную величину относительной плотности нефти (нефтепродукта), которая равна отношению плотности нефти(нефтепродукта) при 20°С к плотности воды при 4°С. Относительная плотность обозначается ρ420.

Поскольку плотность воды при 4°С равна единице, числовые значения относительной и абсолютной плотности совпадают.

В некоторых зарубежных странах за стандартную принята одинаковая температура нефти (нефтепродукта) и воды, равная 60°F, что соответствует 15,5°С. В этом случае относительная плотность обозначается ρ1515.

Взаимный пересчет значений ρ420 и ρ1515 производится по формулам:

F1

или

F2

В США и других странах широко используется величина плотности, измеряемая в градусах API, связанная с ρ1515 соотношением:

F3

Для углеводородных и других газов за стандартные условия прини мают давление 0,1 МПа (760 мм рт. ст.) и температуру 0°С. 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 (ρг, кг/м3) при условиях (давлении Р, МПа; температуре Т, К), отличных от стандартных, можно определить по формуле:

F4

Данные о плотности углеводородных и некоторых других газов при 0°С и 0,1 МПа.

Плотность нефтей и нефтепродуктов уменьшается с повышением температуры. Эта зависимость имеет линейный характер и хорошо описывается формулой Д. И. Менделеева:

F5

Уравнение Д. И. Менделеева справедливо для интервала температур от 0°С до 150°С (погрешность составляет 5-8 %).

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

F6

Плотность жидких нефтепродуктов в зависимости от температуры может быть определена из графической зависимости

Все нефтепродукты представляют собой смеси углеводородов различных групп. Допуская аддитивность их объемов, среднюю плотность нефтепродукта находят по правилу смешения:

pg

или

F8

Расчет по правилу смешения не всегда точен, так как в одних случаях смешение сопровождается расширением смеси (гексан + бензол), а в других - сжатием (нефтяные фракции, существенно различающиеся по плотности).

Определение плотности

Существует несколько методов определения плотности нефтепродуктов. Выбор того или другого зависит от имеющегося количества нефтепродукта, его вязкости, требуемой точности определения и отводимого для анализа времени.

Простейшим прибором для определения плотности жидких нефтепродуктов является ареометр. Градуировка ареометра отнесена к плотности воды при 4°С, и его показания соответствуют ρ420. Ареометром можно определить плотность только с точностью до 0,001 для маловязких и 0,005 для вязких нефтепродуктов. Для определения плотности высоковязкого (более 200 мм2/с при 50°С) нефтепродукта (ρн) ареометром поступают следующим образом. Нефтепродукт разбавляют равным объемом керосина известной плотности (ρк) и измеряют плотность смеси (ρсм). Затем рассчитывают плотность нефтепродукта по формуле:

F9

Для малого количества жидких нефтепродуктов (капли) либо для твердых веществ (парафина, битума и др.) пользуются методом уравнивания плотности, или методом взвешивания капли: каплю или кусочек испытуемого нефтепродукта вводят в спиртоводный (ρ < 1) или водно-соляной раствор слабой концентрации (ρ > 1) и добавляют в сосуд воду или концентрированный раствор соли до тех пор, пока испытуемый нефтепродукт не перейдет во взвешенное состояние в растворе. В этом случае плотность нефтепродукта равна плотности раствора, которую определяют ареометром.

Приведенные выше способы пригодны лишь для технических целей. Более точно (с точностью до 0,0005) плотность нефтепродукта определяют с помощью гидростатических весов, которые градуируются по плотности воды при 20°С и дают показания ρ20t.

Наиболее точный результат достигается при определении плотности пикнометром (до 0,00005). В зависимости от агрегатного состояния нефтепродукта (газ, жидкость и 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.

В случае малого количества нефтепродукта для быстрого определения его плотности можно использовать различные эмпирические формулы.

Формула ГрозНИИ:

F10
        Формула БашНИИНП:

F11

Недостатком формулы ГрозНИИ является то, что она применима только для фракции, выделенной из этой же нефти, так как в формуле используются плотность и температура застывания этой нефти. Этот недостаток отсутствует в формуле БашНИИНП. Ею можно пользоваться для любых нефтепродуктов как прямогонного, так и деструктивного происхождения. Точность первой формулы (по расхождению экспериментальных и расчетных данных) составляет 6 %, второй - 2,5 %.

Практическое значение показателя плотности нефти и нефтепродуктов очень велико. В сочетании с другими физико-химическими константами (температура кипения, показатель преломления, молекулярная масса, вязкость и др.) плотность является параметром, характеризующим химическую природу, происхождение и товарное качество нефти и нефтепродуктов. Так, для фракций с одинаковыми температурами начала и конца кипения плотность наименьшая, если они выделены из парафинистых нефтей, и наибольшая, если они получены из высокоароматизированных нефтей. Фракции, полученные из нафтено-парафинистых нефтей, занимают по плотности промежуточное положение.

Одним из параметров, который представляет собой функцию плотности и позволяет судить о химической природе нефтепродуктов, является характеризующий фактор К, определяемый формулой:

F12

Средняя молекулярная температура кипения смеси определяется по формуле:

F13

Для узких фракций вместо средней молекулярной температуры кипения в формулу подставляют температуру 50 % отгона по ГОСТ 2177-99.

Для парафинистых нефтепродуктов характеризующий фактор равен 12,0-13,0, для нафтено-ароматических 10,0-11,0.

Плотность газа

Относительная плотность газа равна отношению массы m газа, занимающего объем V при некоторых температуре и давлении, к массе m1 воздуха, занимающего тот же объем V при тех же температуре и давлении:

F14

Если считать газ идеальным, то при Т=273,16 К, Р=0,1 МПа и V=22,414 мл масса m равна молекулярной массе М газа. В тех же условиях масса 22,414 мл воздуха составляет 28,9 г, откуда относительная плотность газа или пара относительно воздуха равна:

F15

Абсолютную плотность газов и паров при нормальных условиях можно найти, зная массу М и объем 1 кмоль газа (22,414 м3), по формуле:

F16

При абсолютной температуре Т (К) и давлении Р (0,1 МПа) плотность газа (в кг/м3) может быть найдена по формуле:

F17
F18


Плотность Молекулярная масса ДНП Критические параметры Вязкость Поверхностное натяжение
Фактор сжимаемости Летучесть (фугитивность) Оптические свойства Электрические свойства

ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА

Курс валют предоставлен сайтом kursvalut.com