Элементный состав нефтей и связь между элементным составом и их физическими свойствами.

Теории происхождения нефти.

2 теории:

неорганическая теория (космическая теория Соколова, карбидная теория Менделеева, магматическая теория Кудрявцева, абиотическая теория Порфирьева)

биогенная теория (органическая)- (сапропелевая теория Губкина, западная биогенная теория)

Абиогенная теория - нефть может синтезироваться из неорганических вещ-в.

Биогенная теория - нефть обр-сь из растительных и животных остатков.

1866г.-франц.химик Бертло предположил, что нефть обр-сь из минерал.вещ-в в недрах земли.

1876г.- Д.И.Менделеев

2FeC+3H2O---Fe2O3+C2H6

CaC2+2H2O---Ca(OH)2+C2H2

Al4C3+12H2O---4Al(OH)3+3CH4

Магматическая гипотеза Кудрявцева

При высоком p и t в мантии земли обр-сь углеводородные радикалы- частицы со свободной валентностью , , эти радикалы движ-ся в зону низких p и t; реагируют друг с другом, обр-ют углеводороды нефти. Далее жидкость перемещается как вертик-но, так и гориз-но, скапливаясь в ловушках. Эта теория смогла объяснить движ-ие p от более высоких к более низким. Эта же гипотеза наз-ся вулканической.

Космическая гипотеза Соколова

По мере охлаждения земли углеводороды накапливались в недрах.

Абиотическая теория Порфирьева

Нефть транспортируется из глубин с помощью холодных процессов. С помощью алмазного пресса р=3млн атм, из неорганич. в-в получены углеводороды.

Биогенная теория(теория орг. происхождения нефти)

Нефть- продукты разложения биологических и животных остатков под действием спец. геологических условий. Впервые эта теория была озвучена Ломоносовым в середине 18 века.

Энглер и Гефер провели опыт: при t=400С и р=1Мпа перегоняли рыбий жир и получили смесь углеводородов(1888)

Н.Д.Зеленский(1919) осуществил перегонку орг. ил-сапропель получил бензин, керосин и еще какой-то остаток; также был получен газ(метан)

И.М.Губкин- «Учение о нефти» исходное в-во- сапропель

 

Элементный состав нефтей и связь между элементным составом и их физическими свойствами.

Элементный состав - процентное содержание химических элементов по массе. С- 82-87%, Н- 11-15%. Кроме них в нефтях присутствуют еще три элемента – S- 0,02-7%, N- до 2,2%, O- до 1,5%. В очень незначительных концентрациях в нефтях встречаются также металлы: Fe, Cl,Ni,Co,V,Si,As,P

В нефти встреч-ся более 50 хим.эл- содерж-ся в виде соответствующих соединений.

Так как водород имеет наибольшую теплоту сгорания среди элементов, а нефть содержит много водорода, среди ископаемых (за исключением нефтяного газа) нефть обладает наибольшей теплотой сгорания.

От углей и сланцев нефть отличается также более высоким содержанием углерода.

Кислород, сера, азот в нефтях встречаются в виде соответствующих соединений (гетероорганические соединения).

 

5.Классификация газов.

Простейшая классификация для сжатых (да и не только) газов такова:

1. окислители

2. инертные

3. горючие

Окислители: сами по себе газы не горючие, но отлично поддерживают горение в качестве окислителя. Жир или смазка в комбинации с сильными окислителями представляют собой самовоспламеняющуюся (взрывоопасную) комбинацию.

Наиболее распространенные окислители:

Воздух, Двуокись азота NO_2, Кислород, Окись азота NO, Фтор, Хлор

Нейтральные газы: не поддерживают горение и не горят. Кроме того, они не вступают в реакцию с обычными материалами. Если в помещение подать некоторый объем нейтрального газа, то таким образом, за счет вытеснения кислорода, можно серьезно ограничить процесс горения. Отличная замена воды в системах пожаротушения для применений, где использование воды недопустимо (например, установки под напряжением и т.д.).

Наиболее распространенные нейтральные ("инертные") газы:

Азот, Аргон, Гелий, Ксенон, Неон, Углекислый газ (CO₂) - (не путать с СО = угараный газ)

Горючие газы: в смеси с воздухом или кислородом возгораются или взрываются при соответствующей концентрации смеси. Если смесь слишком богатая или бедная, то воспламенения не произойдет.

Наиболее распространенные горючие газы:

Аммиак, Арсин, Ацетилен, Бутан, Водород, Угарный газ, Метан, Пропан, Пропилен, Циклопропан (наркоз), Этан, Этилен

Фракционный состав нефти

Перегонка нефти - физический метод разделения нефти на смеси углеводородов более простого состава - фракции. Фракции, получаемые в процессе перегонки нефти различаются температурами начала и конца кипения (t_нк и t_кк).

Таким образом, под нефтяной фракцией понимают часть нефти, которая выкипает в определенном интервале температур. В зависимости от интервала температур выкипания и назначения, фракции имеют соответствующие названия, например бензиновые, керосиновые, дизельные фракции и т.д.

Каждая нефть характеризуется своим фракционным составом, т.е. содержанием в ней (в % мас.) бензиновых, керосиновых и т.д. фракций. Фракционный состав - важный показатель качества нефти и имеет исключительно важное практическое значение, поскольку показывает, какие фракции и в каком количестве содержатся в данной нефти.

Разделение нефтей на фракции- перегонка- осуществляется на установке ЭЛОУ-АВТ(атмосферно вакуумная трубчатка)

Фракции, получаемые при первичной переработки нефти и направления их использования:

 

углеводородный газ <28C ⁰С используют в качестве топлива, сырье ГФУ(газо-функционирующих установок), для получения сырья нефтехим. синтеза

 

Широкая бензиновая фракция 28-180⁰С:

 

- фракция 28-62 или 28-70 ⁰С(легкая бензиновая фракция) используется как компонент товарного автобензина, сырье процесса изомеризации- для получения компонентов высокооктанового бензина.

 

- фракция 62-85 ⁰С - бензольная фракция;

- фракция 85-105 ⁰С толуольная фракция;

- фракция 105-140 ⁰С - ксилольная фракция;

В процессе каталитического риформинга из них получают бензол, толуол, ксилол

- фракция 70-120 ⁰С

-фракция 120-180⁰С

Эти фракции используют в качестве сырья установок каталитического риформинга с целью получения компонентов высокооктанового бензина.

 

Керосиновая фракция

В процессе гидроочистки получают реактивное топливо

-фракция 120-180⁰С керосин осветительный

-фракция 180-230(240) ⁰С

Применяются как растворители.

 

Дизельная фракция

В процессе гидроочистки получают дизельное топливо

-фракция 180-230⁰С

-фракция 230-280⁰С

-фракция 280-350(360)⁰С

 

<360⁰С светлые нефтепродукты- получают при атм. давлении на установки АТ

 

>360⁰С мазут- ведут под вакуумом на блоке ВТ

Существует 2 варианта перегонки мазута:

1)топливный- 360-500⁰С вакуумный газойль, в процессе католического крекинга получают доп. кол-во бензина, либо в процессе гидрокрекинга получают доп. кол-во дизельного топлива.

 

>500⁰С гудрон- для производства битумов, для производства нефтяного кокса, в процессе висбрекинга получают котельное топливо

2)масляный – производят масляный дистиллятные масла

350-400⁰С верхний дистиллят

400-450⁰С средний дистиллят

450-500⁰С нижний дистиллят

>500⁰С остаток – получают остаточные масла

Вода в нефти. Минеральные соли. Обоснование необходимости обезвоживания и обессоливания нефтей перед их транспортировкой и переработкой. Подготовка нефти к транспортировке на промыслах.

 

Химический состав Нефти

Вода в нефти. Вода является постоянным спутником нефти. Может находиться как в растворенных, так и во взвешенных состояниях. Вода плохо растворима в нефти, поэтому при перемешивании образуют с ней эмульсии.

Эмульсия-это система из 2-х не растворенных или плохо растворимых жидкостей, причем одна жид. соединяется с другой в виде огромного количества капель.

Дисперсное вещ-во - это вода

Дисперсная фаза – это нефть (вещество в котором растворена жидкость)

Существует 2 типа эмульсии:

1)Вода в нефти – гидрофобные эмульсии (всплывет)

2)Нефть в воде – гидрофильная эмульсия (в воде распределяется равномерно) ловушечная нефть.

Образование эмульсий связано с поверхностными явлениями.

Эмульгатор – это поверхностно активное вещество способное понижать поверхностное натяжение.(полярное вещество) такие как:смолы, асфальтены, соли нафтеновых кислот.

Стойкость эмульсии зависит от:

-размера частиц воды(чем больше,тем меньше стойкость)

-состава, строения и свойств эмульгаторов

-от времени существовании эмульсии. (чем старше тем сложнее ее разрушить)

Способы разрушения эмульсии:

1)механический (отстаивание, центрифугирования)

2)Химический (добавления деэмульгатор)

3)электрический полем

4)термический

5)комбинированный

Для обезвоживания используют электродегидратор.

Скорость оседания капель воды подчиняется з.Стокса

w=((d^2)*(pв-pн)*g)/(18*h)

 

w-скорость оседания капель

d-диаметр капель

p-плотность

18-молек. Масса вод

h- диномическая вязвость

g- ускор. Своб. Паден.

 

Содержание воды в нефти, поступающей на транспортировку- не более 0,5%. Содержание воды в нефти на нпз не более 0,1% после прохождения установки ЭЛОУ- электро обезвоживающая обессоливающая установка.

 

Содержание воды в нефти определят с помощью прибора Дина-Старка.

Он состоит из колбы, приемника-ловушки и обратного холодильника. Сущность определения заключается в отгонке воды и растворителя от нефти с последующим их разделением в градуированном приемнике-ловушке на два слоя.

 

Минеральные соли

В нефти присутствуют хлориды, сульфаты,карбонаты, бромиды и другие соли, преимущественно Са, магний, натрий.

Соли в нефти находятся в растворенном кристаллическом состоянии. Присутствие в нефтях солей не желательно, особо опасны хлориды т.к вызывают коррозию, ухудшают качество нефтепродуктов

Соли необходимо удалять на установках ЭЛОУ.

Содержание хлористых солей в нефти, поступающих на транспортировку должно быть: 100,300,900 мг/дм³,после ЭЛОУ остаеться 3-5 мг/дм³ солей.

Уравнение коррозии:

NaCl-не подвергается гидролизу

CaCl₂-подвергается гидролизу всего на 10 %

MgCl2 + H2O=MgOHCl+HCl

Fe+2HCl=FeCl2+H2

Fe+H2S= FeS+ H2

Образуется прочная пленка сульфида железа, которая будет предохранять от разрушения аппарат

FeS+2HCl= FeCl2+ H2S – идет разрушение оборудования.

Обоснования необходимости обезвоживания и обессоливания нефтей:

1. Вода- это балласт, при повышенном содержании воды на 1% в транспортируемую нефть, расходы увеличиваются на 3-5%.

2.Вязкость эмульсии нефть-вода с увеличением содержания воды растут расходы энергии на перекачку

3.Расходы на преодоление сил трения из-за скопления воды в пониженных местах трубопроводов

4.Минерализованная пластовая вода вызывает коррозию трубопроводов, резервуаров, арматур

5.Вода содержит мех. Примеси, что приводит к абразивному износу оборудования.

6.Вода имеет высокую температуру замерзания, что может стать причиной аварии в зимнее время.

Первичная подготовка нефти к переработке осуществляется на объектах добычи нефти т.е на нефтепромыслах. Она заключается в дегазации, стабилизации, обезвоживании и обессоливании нефти.

 

16. Плотность нефтепродуктов и газов: понятие, расчет, лабораторные методы определения, применение.

ПЛОТНОСТЬ

Плотность - один из основных показателей качества нефтей и нефтепродуктов. Знание плотности позволяет дать прибли­зительную характеристику нефтепродукта, судить о его химической природе, происхождении, качестве. Знание плотности необходимо также при выполнении технологических расчетов.

Р = G/V

Различают абсолютную и относительную плотность. Под абсо­лютной плотностью понимается масса вещества в единице объема:

 

где р - плотность вещества, г/см^3, кг/м^3:

G - масса вещества, г, кг;

V - объем вещества, см³, м³.

В нефтепереработке чаще используют относительную плотность. Под относительной плотностью понимают отношение плотности неф­тепродукта при температуре t₂ к плотности дистиллированной воды при температуре t₁ и обозначают как p_t1^t2. Таким образом, относительная плотность - величина безразмерная. В нашей стране принята t₂ = 20°С и t₁ = 4°С. Обозначают относительную плотность как р₄²⁰. Так как плот­ность воды при 4°С равна единице, численные значения абсолютной плотности и относительной совпадают. В других странах относитель­ную плотность обозначают как р₁₅¹⁵

Плотность нефти и нефтепродуктов уменьшается с повышением температуры нагрева. Изменение плотности в зависимости от темпе­ратуры может быть рассчитано по формуле

р₄^t = Р₄²⁰ - а (t-20),

где р₄^t - плотность нефтепродукта при температуре t;

Р₄²⁰- относительная плотность нефтепродукта при температуре 20°С;

а - поправка на изменение плотности при изменении температу­ры на один градус (табл.);

t - температура, при которой определяется плотность нефтепро­дукта, °С.

 

Плотность газов при стандартных условиях (давление - 0,1 МПа, температура - 0°С) находят по формуле:

γ = М/22.4

где γ - плотность газа, кг/м³ или г/см³;

М- молярная масса газа, кг/моль или г/моль

22.4-объем одного моль газа

лабораторные методы определения

Плотность может быть определена с помощью ареометра, пикнометра или гидростатических ве­сов. Выбор метода определения плотности зависит от количества и вязкости нефтепродукта, требуемой точности определения и отводи­мого для анализа времени.

С помощью ареометра можно определить плотность с точностью до 0,001 и 0,005 соответственно для маловязких и вязких нефтепродуктов.

 

С помощью гидростатических весов опреде­ляют плотность с точностью до 0,0005 (5-10).

Применение пикнометра позволяет опреде­лить плотность с наибольшей точностью - до 0,00005 (5-10'⁵), но и времени для анализа необ­ходимо затратить больше.

МОЛЯРНАЯ МАССА

Средняя молярная масса для нефтей и нефтепродуктов рассчитывают по эмпирическим формулам. Чаще всего для определения молярной массы нефтяной фрак­ции используют формулу Воинова:

М = а+b*tср. м. +с*t ²ср. м.

Где а, в, с - коэффициенты, зависящие от природы фракций;

tср. м-средняя молярная температура кипения фракции,

tср. =(tнк+tкк)/2

Для нефтей и нефтепродуктов неизвестного состава определение молярной массы производится по упрощенной формуле Воинова:

М = 60+0,3tср+0,001 tср^2

Зная относительную плотность нефтяной фракции, ее молярную массу можно определить по формуле Крэга: (связь р и М)

М =44,29* р^15 /1.03-р1515

 

 

Средняя молярная масса нефти находится примерно в пределах 210-250[кг/к*моль]. Чем выше температура кипения нефтяных фракций, тем выше их молекулярная масса, также она зависит от химического состава фракции.

Молярная масса используется при расчете плотностей газов, молярных объемов жидких нефтепродуктов и их паров, при расчете размеров различных аппаратов и т.д.

В лабораторной практике молекулярный вес определяют криоскопическим методом, основанном на снижении температуры застывания растворителя от прибавления к нему нефтепродукта. Редко используется эбуллиоскопический метод – основан на изменении температуры кипения растворителя при прибавлении нефтепродукта.

 

18.Давление насыщенных паров нефтей и нефтепродуктов: понятие, расчет, определение и применение. Графики и номограммы для определения давления насыщенных паров углеводородов и нефтепродуктов.

ДАВЛЕНИЕ НАСЫЩЕННЫХ ПАРОВ

Пар, находящийся в равновесии с жидкостью, является насыщен­ным. В состоянии насыщения пары обладают наибольшим давлени­ем, возможным при данной температуре. Д.Н.П.- это давление, которое оказывает пары на стенки сосуда.

Давление насыщенных паров - важная характеристика нефтей и нефтепродуктов. По величине давления насыщенных паров судят о количестве в них растворенных газов и низкокипящих фракций и их склонности к испарению.

Знание давления насыщенных паров позволяет обеспечить безо­пасность транспорта нефти и нефтепродуктов и снизить их потери при хранении. Давление насыщенных паров обеспечивает поведение, например, бензина в двигателе.

Для определения давления насыщенных паров существуют ана­литические и графические методы. Наиболее распространенными яв­ляются график Кокса и сетка Максвелла. Они позволяют находить давление насыщенных паров фракций и углеводородов при заданной температуре, если известно давление насыщенных паров при какой-либо другой температуре.

График Кокса позволяет быстро и с достаточной для технических расчетов точностью определить давление насыщенных паров нефтепродуктов (углеводородов) при заданной температуре или по давлению насыщенных паров определить температуру кипе­ния нефтепродукта (углеводорода). Для того чтобы воспользоваться графиком Кокса, предварительно необходимо определить молярную массу искомого продукта по его средней температуре кипения и сравнить с наиболее близким по молярной массе углеводородом.

Давление насыщенных паров углеводородов также может быть рассчитано по уравнению Антуана:

 

Ai, Bi, Сi -константы Антуана i-го компонента.

 

Определение давления насыщенных паров моторных топлив проводится в герметичной стандартной металлической бомбе Рейда путем замера давления по манометру при 38 0С. Прибор для определения давления насыщенных паров состоит из металлической бомбы, манометра и водяной бани (рис. 2.3). Металлическая бомба имеет топливную и воздушную камеры, которые соединяются между собой. Отношение объема воздушной камеры к объему топливной находится в пределах 3,8: 4,2. На верху воздушной камеры находится манометр. Водяная баня снабжена нагревательным приспособлением с терморегулятором для поддержания постоянной температуры 38±0,3 0С.

 

Рис. 2.3 Схема прибора для определения давления насыщенных паров нефтепродуктов:

1 – нижняя (топливная) камера; 2 – верхняя (воздушная) камера; 3 - манометр; 4- термометр;

5 – баня водяная; 6 – термостат.

19. Температура вспышки, воспламенения, самовоспламенения и пределы взрываемости газов и нефтепродуктов: понятие, методы определения в лаборатории, применение.

t вспышки - минимальная t, при которой пары нефтепродукта, нагреваемого в стандартных условиях, вспыхивают при поднесении открытого пламени. Прибор для опред. t вспышки – тигель(открытый и закрытый). Температура вспышки, определенная в закрытом тигле, всегда значительно ниже температуры вспышки того же нефтепродукта, определенной в открытом тигле. Это объясняется тем, что требуемое для вспышки количество нефтяных паров над испаряющейся в закрытом тигле жидкостью накапливается при более низкой температуре, чем в тигле открытого типа.

t вспышки относится к экологическим показателям качества;

t вспышки нормируется для нефтепродуктов, начиная с реактивного топлива (дизтопливо, масла)

Температура вспышки нефтепродуктов зависит от их фракционного состава и наличия низкокипящих компонентов. Чем легче фракция нефти, тем ниже ее температура вспышки.

Ниже представлены температуры вспышки нефти и нефтяных фракций:

бензиновые фракции – от –40⁰С до –95⁰С и ниже;

керосиновые фракции – +28÷+70⁰С;

дизельные фракции - +50÷+160⁰С;

вакуумные газойли и масляные дистилляты - +180÷+250⁰С;

гудроны – выше 250⁰С;

нефти – от –37 до +78⁰С.

При определении температуры вспышки фиксируют минимальную температуру, при которой смесь паров нефтепродукта с воздухом вспыхивает и сейчас же гаснет. При дальнейшем нагреве нефтепродукта и очередном поднесении пламени продукт вспыхивает и горит в течение некоторого времени.

Минимальную температуру, при которой нагреваемый в стандартных условиях нефтепродукт загорается при поднесении к нему открытого пламени и горит не менее 5с, называют температурой воспламенения. Температуры воспламенения нефтепродуктов всегда выше их температур вспышки.

Температуры самовоспламенения - минимальная тем-ра, при кот. пары нефтепродукта, нагретого в стандартных условиях, вспыхивают самопроизвольно.

Температуру самовоспламенения нефтепродуктов определяют в открытом тигле.

бензин- tсамовосп.- (425⁰С)

реактивное топливо- tсамовосп.- (380⁰С)

дизтопливо- tсамовосп.- (360⁰С)

 

Пределы взрываемости.

Различают нижний и верхний пределы взрываемости.

Нижний предел взрываемости - это такая концентрация горючего в-ва в воздухе, ниже которой взрыва не происходит, т.к. имеющийся избыток воздуха поглощает выделившуюся в исходной точке теплоту и распространение горения не происходит.

Верхний предел взрываемости- это такая концентрация горючего в-ва в воздухе, выше которой взрыва не происходит, т.к. кислорода недостаточно для поддержания процесса горения.

 

Наиболее взрывоопасны ацетилен, водород, которые имеют самые широкие интервалы взрываемости.

Оптические свойства.

К ним относятся: цвет, коэф. преломления, оптическая активность.

По оптическим свойствам судят о глубине очистки нефтепродуктов, о возрасте нефти и о происхождении.

Цвет: углеводороды нефти бесцветны, цвет придают асфальта- смолистые вещества и некоторые продукты окисления.

Чем тяжелее нефть и нефтепродукты, тем больше асфальта - смолистых веществ и тем они темнее. В результате миграции нефтей происходит их осветление. Цвет определяется на специальном приборе - колориметр. Колориметр ЦНТ -самый распр.

Показатель преломления (коэффициент преломления) -

Характеризует поворот падающего луча света в слое нефтепродукта относительно угла его падения. . 20-это температура. Д- натриевое стекло.

Коэффициент преломления позволяет судить о групповом составе нефтепродукта.

ПУ<НУ<АУ

Определяется при помощи прибора - рефрактометра.

Оптическая активность - свойство нефтепродукта поворачиваться вокруг оси плоского луча плоско-поляризованного света.

Большинство нефтей - правовращающиеся, но встречаются и левовращающиеся.

 

Электрические свойства - это явление происходящие под воздействием электричества.

-электропроводимость

-электровозбудимость

-диэлектрическая прочность.

Электропроводимость - величина обратная электрическому сопротивлению.

Для чистых и сухих нефтепродуктов: -

 

Нефтепродукты хорошие диэлектрики, применяются в электрич. и электронных аппаратах высокого напряжения (трансформаторное масло, кабельное масло, парафин, битум)

Электровозбудимость - это свойство нефтепродуктов накапливать и удерживать статистически электрический заряд возникающий при движении.
Способы борьбы:

-заземление

-добавление антистатических присадкок.

Диэлектрическая прочность (пробивное напряжение)- минимальное напряжение электрического тока при котором между 2 дисками электродов d=25 мм помещенными в нефтепродукт на расстоянии 2,5мм друг от друга проскакивает электр-я искра.

(это свойство важно для трансформаторных масел)!

 

Приделы взрываемости.

Нижний придел взрыв-ти - такая концентрация горючего вещества в воздухе ниже которого взрыва не происходит т к имеющиеся избыток воздуха поглощает в исходной точке взрыва тепло распр-е гор-я непроисходит.

Верхний- такая концентрация горючего вещества в воздухе выше которой взрыва не происходит т к кислорода не достаточно для поддержания

Метан: ниж-5 ВЕРХ-15

Этан: ниж-2,9 верх-15

Водород: ниж-4 ВЕРХ-75

Ацетилен: ниж-2,5 верх81

 

tзастывания максимальная t при которой нефтепродукт охлажденный в стандартных условиях теряет свою подвижность.

Важно для: реактивных, дизельных топлив, смазочных масел, котельных топлив.

Бензиновые фракции ниже: 75С до -35С

Нефть: -60С; +30С

Летнее ДТ -10С

Зимнее ДТ -35С

Арктические ДТ -75С

tНачала кристаллизации - максимальная t при которой в топливе появляется кристаллы видимые невооруженным глазом.

Наличие в топливе - парафиновых углеводородов.

Важен для: реактивных топлив, не выше -60С!

tпомутнения - максимальная температура при которой топливо теряет прозрачность.

Нормируется для реактивных и дизельных топлив.

 

Октановое Число.(ОЧ)

-характеризует детонационную стойкость бензина.

ОЧ –показатель качества бензина, численно = содержанию изооктана (С(СН₃)₃—CH₂—CH(CH₃)₂.)(2,2,4 триметил пентана) в искусственно приготовленной смеси с нормальным гептаном, которая по детонационной стойкости эквивалентна испытуемому топливу.

ОЧ измеряется в пунктах: Марки бензинов: Нормаль -80, Регуляр- 92, Премиум -95, Супер -98

Определяется 2 методами: моторным и исследовательским. Моторный отличается от исследовательского более жесткими условиями.

CH3-	CH3	CH3
	|	|
	C-	CH2-	CH-	CH3
	|
	CH3

 

изоооктан

 

Цетановое число

-характеризует воспламеняемость и сгорание топлив в дизельных двигателях. Численно равно содержанию (% по объему) цетана (гексадекан, CH₃(CH₂)₁₄CH₃) (цетановое число этого соед. принято за 100) в его смеси с метилнафталином (С₁₁Н₁₀) (цетановое число равно 0), при к-ром данная смесь эквивалентна по воспламеняемости исследуемому топливу.

Наиб. высокие цетановые числа характерны для парафиновых углеводородов нормального строения, минимальные - для ароматич. углеводородов

Испытания топлив на воспламеняемость проводят на спец. установке с одноцилиндровым двигателем, определяя длительность периода задержки воспламенения исследуемого образца после его впрыска в камеру сгорания.

Установлено, что углеводороды с высокими цетановыми числами обладают низкой детонац. стойкостью, т. е. чем выше октановое число топлива, тем ниже его цетановое число и наоборот.

 

Температура застывания нефтепродукта - температура, при которой нефтепродукт теряет подвижность в условиях испытания.

Испаряемость нефтепродукта - эксплуатационное свойство, характеризующее способность нефтепродукта переходить из жидкого состояния в газообразное.

Летучесть нефтепродукта - физико-химическое свойство, определяющее давление насыщенных паров нефтепродукта.

Воспламеняемость нефтепродукта - эксплуатационное свойство, характеризующее пожаро- и взрывоопасность смеси паров нефтепродукта с воздухом.

Температура вспышки нефтепродукта - минимальная температура, при которой происходит кратковременное воспламенение паров нефтепродукта от пламени в условиях испытания.

Температура самовоспламенения нефтепродукта – температура возгорания паров нефтепродукта без контакта с пламенем в условиях испытания.

Температура воспламенения нефтепродукта - температура, при которой нефтепродукт, нагреваемый в условиях испытания, загорается и горит не менее 5 с.

Детонационная стойкость - физико-химическое свойство, определяющее способность бензина сгорать без взрыва в двигателе с искровым зажиганием.

Октановое число - показатель, указывающий детонационную стойкость бензина в единицах эталонной шкалы.

Цетановое число - показатель, указывающий скорость нарастания давления при сгорании жидкого нефтяного топлива в поршневых двигателях с воспламенением топливно-воздушной смеси от сжатия, выраженный в единицах эталонной шкалы.

Склонность нефтепродукта к отложениям - эксплуатационное свойство, характеризующее способность нефтепродукта образовывать жидкие и твердые отложения.

Термостойкость нефтепродуктов - физико-химическое свойство, определяющее способность нефтепродукта противостоять химическим превращениям под действием высоких температур.

Термоокисляемость нефтепродукта - термостойкость нефтепродукта в присутствии кислорода или воздуха.

Детергентность нефтепродукта - физико-химическое свойство, определяющее способность нефтепродукта диспергировать и удерживать частицы отложений во взвешенном состоянии.

Коксуемость нефтепродукта - показатель, указывающий склонность нефтепродукта образовывать коксовые отложения при сгорании.

Зольность нефтепродукта - показатель, указывающий наличие в нефтепродукте несгораемых веществ.

Коррозионное свойство нефтепродукта - физико-химическое свойство, определяющее склонность нефтепродукта оказывать корродирующее действие на металлы.

Динамическая вязкость нефтепродукта - мера внутреннего трения нефтепродукта, равная отношению тангенциального напряжения к градиенту скорости сдвига при ламинарном течении ньютоновской жидкости.

Кинематическая вязкость - Отношение динамической вязкости к плотности нефтепродукта.

Температура каплепадения нефтепродукта - температура падения первой капли пластичного нефтепродукта, нагреваемого в капсуле специального термометра.

Токсичность нефтепродукта - эксплуатационное свойство, характеризующее воздействие нефтепродукта или продуктов его разложения и сгорания на человека и окружающую среду.

 

Теории происхождения нефти.

2 теории:

неорганическая теория (космическая теория Соколова, карбидная теория Менделеева, магматическая теория Кудрявцева, абиотическая теория Порфирьева)

биогенная теория (органическая)- (сапропелевая теория Губкина, западная биогенная теория)

Абиогенная теория - нефть может синтезироваться из неорганических вещ-в.

Биогенная теория - нефть обр-сь из растительных и животных остатков.

1866г.-франц.химик Бертло предположил, что нефть обр-сь из минерал.вещ-в в недрах земли.

1876г.- Д.И.Менделеев

2FeC+3H2O---Fe2O3+C2H6

CaC2+2H2O---Ca(OH)2+C2H2

Al4C3+12H2O---4Al(OH)3+3CH4

Магматическая гипотеза Кудрявцева

При высоком p и t в мантии земли обр-сь углеводородные радикалы- частицы со свободной валентностью , , эти радикалы движ-ся в зону низких p и t; реагируют друг с другом, обр-ют углеводороды нефти. Далее жидкость перемещается как вертик-но, так и гориз-но, скапливаясь в ловушках. Эта теория смогла объяснить движ-ие p от более высоких к более низким. Эта же гипотеза наз-ся вулканической.

Космическая гипотеза Соколова

По мере охлаждения земли углеводороды накапливались в недрах.

Абиотическая теория Порфирьева

Нефть транспортируется из глубин с помощью холодных процессов. С помощью алмазного пресса р=3млн атм, из неорганич. в-в получены углеводороды.

Биогенная теория(теория орг. происхождения нефти)

Нефть- продукты разложения биологических и животных остатков под действием спец. геологических условий. Впервые эта теория была озвучена Ломоносовым в середине 18 века.

Энглер и Гефер провели опыт: при t=400С и р=1Мпа перегоняли рыбий жир и получили смесь углеводородов(1888)

Н.Д.Зеленский(1919) осуществил перегонку орг. ил-сапропель получил бензин, керосин и еще какой-то остаток; также был получен газ(метан)

И.М.Губкин- «Учение о нефти» исходное в-во- сапропель

 

Элементный состав нефтей и связь между элементным составом и их физическими свойствами.

Элементный состав - процентное содержание химических элементов по массе. С- 82-87%, Н- 11-15%. Кроме них в нефтях присутствуют еще три элемента – S- 0,02-7%, N- до 2,2%, O- до 1,5%. В очень незначительных концентрациях в нефтях встречаются также металлы: Fe, Cl,Ni,Co,V,Si,As,P

В нефти встреч-ся более 50 хим.эл- содерж-ся в виде соответствующих соединений.

Так как водород имеет наибольшую теплоту сгорания среди элементов, а нефть содержит много водорода, среди ископаемых (за исключением нефтяного газа) нефть обладает наибольшей теплотой сгорания.

От углей и сланцев нефть отличается также более высоким содержанием углерода.

Кислород, сера, азот в нефтях встречаются в виде соответствующих соединений (гетероорганические соединения).

 

5.Классификация газов.

Простейшая классификация для сжатых (да и не только) газов такова:

1. окислители

2. инертные

3. горючие

Окислители: сами по себе газы не горючие, но отлично поддерживают горение в качестве окислителя. Жир или смазка в комбинации с сильными окислителями представляют собой самовоспламеняющуюся (взрывоопасную) комбинацию.

Наиболее распространенные окислители:

Воздух, Двуокись азота NO_2, Кислород, Окись азота NO, Фтор, Хлор

Нейтральные газы: не поддерживают горение и не горят. Кроме того, они не вступают в реакцию с обычными материалами. Если в помещение подать некоторый объем нейтрального газа, то таким образом, за счет вытеснения кислорода, можно серьезно ограничить процесс горения. Отличная замена воды в системах пожаротушения для применений, где использование воды недопустимо (например, установки под напряжением и т.д.).

Наиболее распространенные нейтральные ("инертные") газы:

Азот, Аргон, Гелий, Ксенон, Неон, Углекислый газ (CO₂) - (не путать с СО = угараный газ)

Горючие газы: в смеси с воздухом или кислородом возгораются или взрываются при соответствующей концентрации смеси. Если смесь слишком богатая или бедная, то воспламенения не произойдет.

Наиболее распространенные горючие газы:

Аммиак, Арсин, Ацетилен, Бутан, Водород, Угарный газ, Метан, Пропан, Пропилен, Циклопропан (наркоз), Этан, Этилен

Фракционный состав нефти

Перегонка нефти - физический метод разделения нефти на смеси углеводородов более простого состава - фракции. Фракции, получаемые в процессе перегонки нефти различаются температурами начала и конца кипения (t_нк и t_кк).

Таким образом, под нефтяной фракцией понимают часть нефти, которая выкипает в определенном интервале температур. В зависимости от интервала температур выкипания и назначения, фракции имеют соответствующие названия, например бензиновые, керосиновые, дизельные фракции и т.д.

Каждая нефть характеризуется своим фракционным составом, т.е. содержанием в ней (в % мас.) бензиновых, керосиновых и т.д. фракций. Фракционный состав - важный показатель качества нефти и имеет исключительно важное практическое значение, поскольку показывает, какие фракции и в к