Фракционный состав, способы определения. Зависимость выхода фракции от температуры кипения нефтепродукта

Фракционным составом обычно называют зависимость количества выкипающего продукта от повышения температуры кипения.

Для индивидуальных веществ с определенной температурой кипения такой зависимости нет, так как вещество начинает кипеть и полностью выкипает при одной и той же температуре, называемой температурой кипения.

В основе всех методов определения фракционного состава нефти лежит дистилляция - тепловой процесс разделения сложной смеси углеводородов нефти на отдельные фракции с различными температурными интервалами кипения путем испарения нефти с последующей дробной конденсацией образовавшихся паров [4].

В процессе дистилляции фиксируют температуру паров t термометром 2 и объем жидкости V в приемнике 5 в следующие моменты: в момент падения первой капли в приемник (температура начала кипения - /нк), когда V- 0; когда объем жидкости в приемнике составляет 10 мл, 20 мл, 30 мл и т.

до fyb когда температура по термометру достигнет максимума (после *9о) и начнет снижаться - температура конца кипения (*кк).

Уточненная методика пересчета температур кипения нефтяных фракций//Химия и технология топлив и масел.

Методы определения фракционного состава нефтей в области высоких температур кипения//Сб.

кривая как бы смещается вверх на некотору* величину по температурам кипения.

Изучение этого явления [40] позволило заключить, что он связано с погрешностью пересчета температур по номограмм UOP: номограмма построена для индивидуальных углеводородов, при кипении нефти выкипает одновременно их сложная смеа Был предложен график поправок к номограмме UOP [4].

Например, от начала кипения до 80 °С отбирают и взвешивают первую фракцию, затем от 80 до 100 "С - вторую, от 100 до 120 °С - третью, и т.

Обычно это наблюдается при температуре кипения фракции (приведенной к нормальному давлению) - около 480-500 °С.

Полученные значения температур кипения отбираемых фракций и их выходов [в % (мае.

) от загрузки куба] представляют в виде таблицы или кривой и называют фракционным составом по НТК (истинным температурам кипения).

наибольшую четкость разделения углеводородов при испарении и соответственно наименьшую температуру начала кипения и наибольшую - конца кипения.

Это деление можно осуществлять тремя способами: по экспериментальным точкам отбора фракций при ректификации; по температурным пределам кипения фракций, обусловленным заранее (если они не совпадают с экспериментальными); по выходу фракций, если он чем-то обусловлен, и температурные пределы кипения фракций получаются в этом случае как функция.

Для каждого условного компонента определяют среднюю температуру кипения (например, как среднеарифметическую температур начала и конца кипения такого компонента по кривой ИТК), и эта температура служит в дальнейшем базовым физическим параметром во всех технологических расчетах, где используется фракционный состав.

Для этого составляют эталонную смесь из углеводородов с известными температурами кипения, охватывающими примерно интервал кипения смесей, которые требуется анализировать.

, /9 от нулевой оси, соответствующие времени удерживания каждого углеводорода (1-9) в колонке хроматографа, и строят калибровочный график // зависимости температур кипения углеводородов эталонной смеси от времени их удерживания.

Для этого в хроматограф вводят малую дозу анализируемой смеси (нефти или нефтепродукта) и получают ее хроматограмму ///, имеющую обычно сложный вид - множество пиков, соответствующих углеводородам с неизвестными температурами кипения.

К определению состава по ИТК имитированной дистилляцией: / - хроматограмма эталонной смеси; // - калибровочный график; /// - хроматограмма анализируемой смеси; IV - кривая ИТК; 1+9 - номера компонентов смеси с известными температурами кипения; 0 - момент ввода смеси в хроматограф; / и L - расстояния по хроматограмме; 5 - площади хроматограммы измеряют расстояние /о от нулевой линии, соответствующее площади хроматограммы.

Ее содержание меняется по экстремальной зависимости с минимумом в области температур кипения 100-150 °С.

4, из которой видно, что при почти одинаковых с НПУ температурах кипения они имеют почти на 100 °С ниже температуры застывания.

В основном все они представлены алкилпроизводными изомерами и содержатся во фракциях нефти в соответствии с их температурами кипения.

По интервалу кипения нефти сера распределяется неравномерно (рис.

21): в легких фракциях 80-100 °С ее содержится много, во фракциях 150-220 °С ее количество обычно минимально и далее к концу кипения существенно нарастает.

Резкой границы между фракцией нефти с температурой кипения 500-550 °С и фракцией, содержащей смолы и асфальтены, не существует, и поэтому их условно можно разделить на следующие компоненты: мальтены - смесь смол с масляными (парафинонафтено-выми) фракциями нефти.

2), дискретный ряд температур выкипания индивидуальных веществ, из которых состоит нефть, заменяется при определении фракционного состава нефти монотонной кривой зависимости "истинных" (усредненных) температур кипения, от выхода фракций нефти при ее кипении (состав нефти по НТК).

Представление кривой ИТК условными компонентами (о - экспериментальные точки; пунктир - деление на узкие фракции по шкале температур кипения; штрих-пунктир - то же по шкале выхода фракций) из точек выражает некую усредненную температуру кипения большой группы углеводородов, фиксируемую в момент отбора фракции.

Для технологических расчетов фракционный состав нефти должен быть представлен дискретным рядом компонентов с фиксированными (имитированными) температурами кипения, чтобы можно было по этим температурам определять их другие физические свойства.

Для узких фракций с интервалом кипения менее 20 °С без большой погрешности средняя температура кипения может быть вычислена как среднеарифметическая из начальной и конечной температур кипения данной узкой фракции.

Осмотическое давление в свою очередь находится в прямой зависимости от таких легко определяемых величин, как понижение точки замерзания растворов и повышение точки их кипения.

С расширением интервала кипения узкой фракции до 25 °С точность снижается и расхождения достигают 10 - 25%.

Если это давление равно давлению системы, то соответствующая температура, при которой это равенство имеет место, называется температурой кипения вещества.

В частности, если ДНП равно нормальному атмосферному давлению, то температуру, при которой это достигается, называют нормальной температурой кипения.

Для тяжелого нефтепродукта (кривые 4 и 5), несмотря на широкий интервал его кипения (270 - 410 °С), зависимость ДНП от pv заметна лишь до значений pv = 5 f 7.

Все расчетные методы определения ДНП в виде номограмм или уравнений в своей основе имеют закономерности, справедливые только для индивидуальных углеводородов, имеющих строго постоянную температуру кипения, и поэтому не учитывают параметра (3V, проявляющего свое влияние для многокомпонентных смесей, каковыми являются фракции нефти.

Применение этих методов для нефтепродуктов возможно только, если принять за температуру их кипения среднее значение (см.

К; А, В и С - коэффициенты, зависящие от физических свойств вещества (температуры кипения, химической структуры и др.

Для нахождения ДНП нефтяной фракции по этому графику при какой-либо температуре последнюю откладывают по оси ординат, проводят от этой точки горизонталь до линии, соответствующей средней температуре кипения (если она не совпадает с линией алкана, то интерполируют), от полученной таким путем точки опускают вертикаль до оси абсцисс и находят искомое ДНП.

Если требуется произвести пересчет рабочей температуры кипения какой-либо нефтяной фракции при пониженном давлении на нормальную температуру кипения при атмосферном давлении, то выполняют построения, показанные на рис.

Фирмой Universal Oil Products номограмма получена также для индивидуальных углеводородов различных групп, однако она широко применяется лишь в лабораторной практике для пересчета температур кипения с пониженных давлений на нормальное (она входит также в ГОСТ 10120-80 и ГОСТ 11011-85 на определение фракционного состава парафинов и нефти).

Опыт пользования этой номограммой для пересчета температур кипения (построения показаны стрелками) показал, что чем ниже давление, с которого ведется пересчет, тем больше погрешность в получаемой кривой ИТК [40], и она смещается по оси ординат на определенную величину (см.

8, б) к найденной по номограмме UOP нормальной температуре кипения •>6='о-Д'о.

К сожалению, широко пользоваться графиком поправок не удалось из-за того, что во всех странах стандартный состав (и температуры кипения товарных нефтепродуктов) определяют исходной номограммой UOP и ввод поправочного графика потребовал бы огромных по масштабам согласований и изменений нормативной документации во всех странах.

Сравнение значений ДНП, полученных расчетным путем по методам Кокса, UOP, Ашворта и Максвелла, с экспериментальными тензиметрическими значениями и справочными данными для углеводородов с такой же температурой кипения, как средняя температура кипения нефтяной фракции, приведена в [4, 44 и 56].

9; Ткр и Ркр определяют по среднеобъем-ной температуре кипения фракции, ее относительной плотности и уклону кривой фракционного состава.

Для углеводородов вязкость существенно зависит от их химической структуры: она повышается с увеличением молекулярной массы и температуры кипения.

Для индивидуальных углеводородов существует определенная количественная связь температуры вспышки и температуры кипения, выражаемая соотношением

С повышением температур кипения нефтяной фракции эта разница возрастает.

Для нефтяных фракций, кипящих не при строго определенной температуре, а выкипающих в некотором интервале температур, теплота парообразования становится понятием не совсем строгим: тепловая энергия затрачивается не только на испарение легких фракций, с которых начинается кипение, но и на разогрев до кипения последующих тяжелых фракций, испарение которых начинается при более высоких температурах.

79) где q" - энтальпия паров при данной температуре; qf^ - энтальпия жидкости при температуре кипения; L - теплота парообразования; q"u- количество тепла, затрачиваемое на перегрев паров от температуры кипения до данной температуры.

НДС могут существовать в природных условиях (нефть и газ в пластах) или образовываться в технологических процессах добычи нефти и газа (эмульсии "вода в нефти", "газ в нефти"), при их транспорте и переработке (выпадение кристаллов парафина, кипение, коксование и т.

Обратимые НДС - это системы, образующиеся в результате физических превращений (образование кристаллов парафина, пузырьков пара при кипении, ассоциатов смол и асфальтенов), которые путем внешних воздействий (изменением температуры, давления или добавкой растворителя) можно вернуть в первоначальное состояние растворов.

Для таких же прямогонных бензинов с концом кипения до 200 °С:

Под разделением нефти понимают выделение из нее отдельных фракций по температурам кипения, отдельных химических групп углеводородов, а также диспергированных компонентов.

5), позволявшим разделить нефть в непрерывном режиме сразу на 3-5 фракций с различными пределами кипения.

предусмотрено получение топлива РФС (расширенного фракционного состава), утяжеленного главным образом по концу кипения (см.

2) выкипают в большинстве случаев в пределах 40 - 350 °С, хотя в отдельных случаях они более тяжелые - температура начала кипения 103 и 210 "С, а в других - более легкие, температура конца кипения 200 - 230 °С.

Для него нормами установлены два основных показателя - температура начала кипения (не ниже 30 °С) и давление насыщенных паров, характеризующее наличие в нем легких углеводородов (не более 67 кПа летом и не более 93 кПа зимой).

Зависимость температур его кипения от давления показана на рис.

Зависимость температуры кипения от давления показана на рис.

Извлечение углеводородов из газа процессом НТС в значительной мере определяется составом исходного газа (например, выражаемым средней молярной температурой его кипения), что следует из данных табл.

фракция с пределами кипения 200 - 350 °С.

Если тот же процесс провести при более высокой температуре /2 > *ь то кривые НТК паровой и жидкой фаз (П2 и Жз) будут иметь иной вид: утяжеляется по концу кипения П2 и по началу кипения - Ж^.

2 это видно по тому, что температура конца кипения по ИТК паровой фазы выше, чем температура начала кипения по ИТК жидкой фазы.

Обычно создается остаточное давление порядка 1,5 - 10,0 кПа, в этом случае при температуре нагрева 380 - 400 °С может быть отогнано, например, от мазута до 60% паровой фазы с концом кипения ее до 550 -560 °С (в пересчете на атмосферное давление).

Назначение этой колонны - извлечь из нефти остатки растворенного в ней газа (если нефть не прошла стабилизацию) и легкую бензиновую фракцию с температурой конца кипения 85 °С (или 120 °С).

Подачей водяного пара в низ соответствующих стриппингов в них осуществляется отпарка легкокипящих фракций и регулируются точка начала кипения и температуры вспышки этих дистиллятов.

Изменение температуры конца кипения керосина или дизельного топлива производится за счет изменения количества флегмы, перетекающей из колонны в стриппинг (чем больше это количество, тем выше температура конца кипения).

Пределы его кипения 350 - 500 °С (в отдельных случаях 350 - 550 °С).

Гудрон (XVII) - остаточная часть нефти, выкипающая выше 500 °С, если отбирается вакуумный газойль с температурой конца кипения 550 °С.

Под термином четкость ректификации нефти в колоннах АВТ понимают величину температурного интервала между концом кипения легкокипящего дистиллята и началом кипения смежного ему тяжелого дистиллята.

А'д = 'кк ~ 'ню (8-5) где Д1б, Д/к, Д/д - четкость ректификации дистиллятов в бензиновой, керосиновой и дизельно-топливной секциях колонны; / 6, t*, ta, t" - температуры кипения бензина, керосина, дизельного топлива и мазута по началу кипения (нк) к концу кипения (кк).

Чем выше эта разделительная способность, тем ниже для одного и того же нефтепродукта будет фиксироваться температура начала кипения /нк и выше -конца кипения t^.

Дело в том, что по стандартному методу фиксация температур начала и конца кипения несколько условна и в значительной мере зависит от квалификации лаборанта и других субъективных факторов.

В-2 - одноколонная схема с доиспарителем гудрона, от которого доотгоняется тяжелый дистиллят (тВГ) с температурой конца кипения до 540 - 560 °С.

3)Основные физико-химические свойства и характеристики нефти и нефтепродуктов

В нефти можно обнаружить более половины элементов таблицы Менделеева. Элементарный (часто говорят «химический») состав нефти полностью не известен. Уже сейчас обнаружены 425 индивидуальных углеводородов, содержащих серу, азот и кислород. Трудность определения состава заключается в том, что выделить из нефти соединения можно пока лишь путем перегонки, при этом состав нефти может значительно измениться в результате различных реакций.
Определить индивидуальный химический состав нефти практически невозможно, поэтому ограничиваются определением группового химического состава, т.е. отдельных рядов и групп углеводородов. Углеводороды, различающиеся содержанием углерода и водорода в молекуле, а также строением, являются основным компонентом нефти. Углеводороды принято разделять на парафиновые (насыщенные алканы), нафтеновые и ароматические. Преобладание той или иной группы углеводородов придает этим продуктам специфические свойства. В зависимости от преобладания в нефти одного из трех представителей углеводородов (более 50%) нефти именуются метановые, нафтеновые или ароматические. В случае, когда к доминирующему присоединяется другой углеводород в количестве не менее 25%, то им дают комбинированное название, например, метанонафтеновые.

Нефть ( от персидского нефт – вспыхивать, воспламеняться ) – горючая, маслянистая жидкость со специфическим запахом от светло-коричневого (почти бесцветного) до темно-бурого (почти черного) цвета.

В настоящее время в России действует государственный стандарт Р 51858-2002, в котором прописаны основные характеристики нефтей, добываемых на территории Российской Федерации.

В соответствии с этим стандартом приняты 2 определения нефти:

Сырая нефть – жидкая природная ископаемая смесь углеводородов широкого физико-химического состава, которая содержит растворенный газ, воду, минеральные соли, механические примеси и служит основным сырьем для производства жидких энергоносителей (бензина, керосина, дизельного топлива, мазута), смазочных масел, битума и кокса.

Товарная нефть – нефть, подготовленная к поставке потребителю в соответствии с требованиями действующих нормативных и технических документов, принятых в установленном порядке.

С химической точки зрения нефть представляет собой сложную смесь органических соединений, основу которой составляют углеводороды различного строения. Состав и строение нефти различных месторождений нередко сильно отличаются друг от друга. В этой связи практически невозможно охарактеризовать нефть четкими

К основным характеристикам нефти и нефтепродуктов относятся:

1) плотность;

2) молекулярная масса (вес);

3) вязкость;

4) температуры вспышки, воспламенения и самовоспламенения;

5) температуры застывания, помутнения и начала кристаллизации;

6) электрические или диэлектрические свойства;

7) оптические свойства;

8) растворимость и растворяющая способность.

Плотность нефти и нефтепродуктов.

Поскольку основу нефти составляют углеводороды, то ее плотность обычно меньше единицы. Плотности нефтепродуктов существенно зависят от фракционного состава и изменяются в следующих пределах:

Нефть (плотность 0.800-0.950 г/см^3)	Бензин (плотность 0.710-0.750 г/см^3)
Керосин (плотность 0.750-0.780 г/см^3)
Дизельное топливо (пл. 0.800-0.850 г/см^3)
Масляные погоны (пл. 0.910-0.980 г/см^3)
Мазут (плотность ~ 0.950 г/см^3)
Гудрон (плотность 0.990-1.0 г/см^3)
Смолы (плотность > 1.0 г/см^3)

Под плотностью обычно понимают массу вещества, заключенную в единице объема. Соответственно размерность этой величины – кг/м³ или г/см³.

Для характеристики нефти, как правило, используют величины относительной плотности.

Относительная плотность ( r ) – это безразмерная величина, численно равная отношению массы нефтепродукта (m_н^t) при температуре определения к массе дистиллированной воды при 4⁰С (m_в^t), взятой в том же объеме:

r^t₄ = m_н^t / (m_в^t)

Поскольку плотность воды при 4⁰С равна единице, то численное значение абсолютной плотности и относительной совпадают.

Наряду с плотностью в нефтехимии существует понятие относительного удельного веса (g). О тносительным удельным весом (g) называется отношение веса нефтепродукта при температуре определения к весу дистиллированной воды при 4°С в том же объеме.

Совершенно очевидно, что при одной и той же температуре плотность и удельный вес численно равны друг другу.

В соответствии с ГОСТом в нашей стране принято определять плотность и удельный вес при температурах 15 и 20⁰ С.

Зависимость плотности нефтепродуктов от температуры имеет линейный характер. Зная плотность нефти при температуре t градусов, можно найти ее плотность при 20⁰ С:

r²⁰₄ = r^t₄ + Dt ·(t - 20)

где Dt – температурная поправка к плотности на 1 град, находится по таблицам или может быть вычислены по формуле:

Dt = (18,310 – 13,233·r²⁰₄)·10^-4

В ряде случаев эту формулу приводят в несколько измененном виде и называют формулой Д.И.Менделеева:

r^t₄ = r²⁰₄ - Dt ·(t - 20)

Таким образом, плотность нефтей и нефтепродуктов уменьшается с ростом температуры.

Все нефтепродукты представляют собой смеси углеводородов. Среднюю плотность нефтепродукта определяют по правилу смешения и аддитивности:

r₁V₁ + r₂V₂ + … + r₃V₃ m₁ + m₂ + … + m₃

r_ср. = ------------------------------------ или r_ср. = ------------------------------------

V₁ + V₂ + … + V₃ m₁/r₁ + m₂/r₂ + … + m₃/r₃

Определение плотности проводят с помощью ареометров или нефтеденсиметров, а также гидростатических весов Мора-Вестфаля или пикнометрическим методом. Последний метод определения считается наиболее точным.

Плотность большинства нефтей меньше единицы и колеблется в диапазоне от 0.80 до 0.90. Высоковязкие смолистые нефти имеют плотность близкую к единице. На величину плотности нефти оказывает существенное влияние наличие в ней растворенных газов, количество смолистых веществ и фракционный состав. Плотность фракций нефтей плавно увеличивается по фракциям.

Для углеводородов средних фракций нефти с одинаковым числом углеродных атомов плотность возрастает в следующем ряду:

н.алканы ® н.алкены ® изоалканы ® изоалкены ® алкилциклопентаны ® алкилциклогексаны ® алкилбензолы ®алкилнафталины

Для бензиновых фракций плотность заметно увеличивается с увеличением количества бензола и его гомологов.

Для нефти и нефтепродуктов плотность является нормируемым показателем качества.

Молекулярная масса (молекулярный вес).

Молекулярный вес нефти и нефтепродуктов имеет лишь усредненное значение и зависит от состава и количественного соотношения компонентов смеси (М_ср.)-усред.зн.ММ

Нетрудно определить, что первый представитель жидких углеводородов, входящих в состав нефти, - пентан, имеет молекулярную массу 72. У смолистых веществ она может достигать величины 1.5 – 2.0 тыс. у.е. Для большинства нефтей средняя молекулярная масса находится в пределах 250-300 у.е. По мере увеличения диапазона кипения нефтяных фракций молекулярная масса (М_ср.) плавно увеличивается от 90 (для фракции 50-100⁰С) до 480 (для 550-600⁰С).

Для упрощенных технологических расчетов существует формула Войнова:

М_ср. = а + bt + ct²_cр. (t_ср. – средняя температура кипения)

В частности, для алканов эта формула имеет вид:

М_ср. = 60 + 0.3 t_ср. + 0.001 t²_cр.

За рубежом для характеристики молекулярной массы нефтей и нефтепродуктов нередко используют формулу Крега, в которой фигурирует значение плотности при 15⁰С:

М_ср. = 44.29·r¹⁵/(1.03 - r¹⁵)

Для более точного определения среднего молекулярного веса нефтепродуктов пользуются экспериментальными данными, полученными криоскопическим и эбулеоскопическим методами.

Для технологических расчетов молекулярной массы используют специальные графики зависимости средней молекулярной массы от средней температуры кипения или плотности нефти.

Молекулярные веса отдельных нефтяных фракций обладают свойством аддитивности, поэтому, зная молекулярную массу отдельных компонентов и их содержание в смеси, можно рассчитать средний молекулярный вес нефтепродуктов:

М_ср.= M₁n₁ + M₂n₂ + M₃n₃ + …

Связь между молекулярной массой и относительной плотностью нефтяных фракций определяется по формуле Крега:

44.29r¹⁵

М = --------------------

1.03-r¹⁵

Вязкость (или внутреннее трение) нефти и нефтепродуктов зависит от химического и фракционного состава. Различают динамическую (ή) и кинематическую (n) вязкость (из физики n = ή /r).

Динамическая вязкость (ή) или внутреннее трение – это свойство реальных жидкостей оказывать сопротивление сдвигающим касательным усилиям. Это свойство проявляется при движении жидкостей. Единица измерения - н•с/м².

Динамическую вязкость иногда характеризуют как сопротивление, которое оказывает жидкость при относительном перемещении двух слоев.

Кинематическая вязкость (n) – величина, равная отношению динамической вязкости (ή) к ее плотности (r ) при той же температуре, т.е. n = ή /r

Кинематическая вязкость нефтей различных месторождений изменяется в широких пределах (от 2 до 300 сст – сантистокс при 20⁰С). Однако средняя вязкость большинства нефтей составляет величину от 40 до 60 сст.

Кинематическая вязкость является важнейшей характеристикой нефтяных смазочных масел, поскольку именно от величины вязкости зависит способность смазочного масла обеспечивать необходимый гидродинамический режим смазки. Неслучайно для смазочных масел, предназначенных для определенного вида машин и механизмов, величина вязкости ( g₅₀ и g₁₀₀) является главной нормирующей составляющей.

Определение кинематической вязкости проводят в стеклянных вискозиметрах, снабженных калиброванными капиллярами.

Для ряда нефтепродуктом нормированным параметром является так называемая условная вязкость, определяемая в металлических вискозиметрах.

Условной вязкостью называется отношение времени истечения из вискозиметра 200 мл нефтепродукта при температуре испытания ко времени истечения 200 мл дистиллированной воды при 20⁰С. Условная вязкость – величина относительная, безразмерная и выражается в условных градусах (⁰ВУ).

Между величинами условной и кинематической вязкостью выведена эмпирическая зависимость:

для ή от 1 до 120 сст n_t = (7.24 ВУ_t – 6.25/ВУ _t) илиn_t = (7.31 ВУ_t – 6.31/ВУ _t)

для ή > 120 сст n_t= 7.4 ВУ_t.

Для нефтяных фракций по мере увеличения их молекулярного веса и температуры кипения вязкость значительно возрастает. Так, например, вязкость бензинов при 20⁰С приблизительно равна 0.6 сст, а вязкость остаточных масел 300-400 сст.

Следует помнить, что вязкость масел не обладает свойством аддитивности. Поэтому вязкость смеси масел нельзя определить расчетным путем как средневзвешенную величину. Для определения вязкости смесей пользуются специальными номограммами. По этим номограммам (кривым) можно установить в каких соотношениях следует смешать компоненты для получения масел с заданной вязкостью.

Значение вязкости сильно зависит от температуры. При низких температурах вязкость нефтепродуктов значительно повышается и наоборот. Поскольку многие масла и другие нефтепродукты эксплуатируются в широком диапазоне температур, то характер температурной кривой вязкости служит для них важной качественной характеристикой. Чем эта кривая (зависимость) более пологая, тем выше качество масла.

Зависимость вязкости от температуры описывается эмпирической формулой Вальтера:

lg [lg(n_t + 0.6)] = A – B lgT

где А и В - постоянные величины.

Для оценки вязкостно-температурных свойств нефтяных масел применяют следующие показатели:

отношение вязкости при 50⁰С к вязкости при 100⁰С ( g₅₀/g₁₀₀);

температурный коэффициент вязкости (ТКВ). Его определяют в диапазоне от 0 до 100⁰ С и от 20 до 100⁰ С по формулам:

ТКВ_0-100=(n₀ - n₁₀₀)/n₅₀ и ТКВ_20-100=1.25(n₂₀ - n₁₀₀)/ n₅₀

индекс вязкости – условный показатель, представляющий собой сравнительную характеристику испытуемого и эталонного масла. Обычно рассчитывается по специальным таблицам на основании значения кинематической вязкости при 50 и 100⁰ С. В частности, его определяют как отношение значений кинематической вязкости нефтепродукта при 50 и 100⁰ С, соответственно:

I = n₅₀/n₁₀₀

Под давлением насыщенных паров понимают давление, развиваемое пара-

ми при данной температуре в условиях равновесия с жидкостью. Температура,

при которой давление насыщенных паров становится равным давлению в системе,

называется температурой кипения вещества. Давление насыщенных паров нефти

и нефтепродуктов до некоторой степени характеризует их испаряемость, наличие

в них легких компонентов, растворенных газов и т. д. Оно резко увеличивается с

повышением температуры. При одной и той же температуре меньшим давлением

насыщенных паров характеризуются более легкие нефтепродукты [2].

Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 2012, №3 http://www.ogbus.ru

406Давление насыщенного пара чистого вещества Рн является однозначной

функцией температуры. Для ЛВЖ и некоторых ГЖ давление насыщенного пара

чистого вещества определяется по формуле Антуана [3]:

lg P=A−B(t+CA), (1)

где Р – давление насыщенного пара, кПа;

А, В, СА – константы формулы Антуана;

t – температура, °С.

Дата добавления: 2015-04-23