Склад нафтопродуктів

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Властивості нафти

1.1 Походження

Висунуто багато теорій, що пояснюють походження нафту, з них основні -- органічна (біогенна) і неорганічна (абіогенної). Більшість вчених в СРСР і за кордоном є прихильниками концепції біогенного освіти нафти. Ще М. В. Ломоносов ("Про шарах земних", 1763) висловив ідею про дистиляційному походження нафти під дією теплоти з орг. речовини, яка дає початок і кам'яним вугіллям. Теорію утворення нафту з сапропелю (органічні мули) вперше запропонував Г. Потонье (1904-05). Найбільший внесок у розвиток органічної теорії належить І. М. Губкіна ("Вчення про нафту", 1932).

Згідно органічної теорії, нафта-- рідка гідрофобна фаза продуктів фосилізації (поховання) орг. речовини (керогена) у водно-осадових відкладах. Нафтоутворення являє собою багатостадійний, вельми тривалий процес, що починається ще в живу речовину. Обов'язкове його вимога-- існування великих областей занурення земної кори (осадових басейнів), в ході розвитку яких породи, що містять орг. речовина, могли досягти зони зі сприятливими термобаричними умовами для утворення нафти. Основна вихідна речовина нафти -- планктон, який би найбільшу біопродукцію у водоймах і накопичення в опадах орг. речовини сапропелевого типу, що характеризується високим вмістом водню. Генерує нафту також гумусова речовину, що утворюється головним чином з рослинних залишків. До неорганічних теорій походження нафти відносяться мінеральна, або карбідна (Д.І.Мендєлєєв, 1877), космічна (В. Д. Соколов, 1889), вулканічна (Ю. Кост, 1905). Загальне для цих та менш поширених неорганічних теорій -- синтез вуглеводнів шляхом взаємодії карбідів металів з водою і кислотами (ідея Менделєєва), а також за схемою Фішера-Тропша з водню і оксидів вуглецю.

1.2 Фізичні властивості

Нафта --рідина від світло-коричневого (майже безбарвного) до темно-бурого (майже чорного) кольору. Середня молярна маса 220-300 (рідко 450-470). Щільність 0,65-1,05 (зазвичай 0,82-0,95) г / см³; нафту, щільність якої нижче 0,83, наз. легкою, 0,831-0,860-середньої, вище 0,860-важкою. нафту містить велику кількість різних орг. речовин і тому характеризується не температурою кипіння, а температурою початку кипіння рідких вуглеводнів (звичайно> 28 ° С, рідше> = 100 ° С у разі тяжких нафт) і фракційним складом--виходом окремих фракцій, переганяли спочатку при атмосферному тиску, а потім під вакуумом в певних температурних межах, як правило до 450-500 ° С (википає ~ 80% обсягу проби), рідше 560-580 ° С (90-95%). Температура застигання від - 60 до + 30 ° С; залежить переважно від вмісту в нафті парафіну і легких фракцій (чим їх більше, тим ця температура нижче). В'язкість змінюється в широких межах; визначається фракційним складом нафти та її температурою, а також вмістом смолисто-асфальтенових речовин (чим їх більше, тим в'язкість вище). Питома теплоємність 1,7-2,1 кДж / (кг.К); питома теплота згоряння (нижча) 43,7-46,2 МДж / кг; діелектрична проникність 2,0-2,5; електрична провідність 210^-10-0,3 х 10^-18 Ом^-1.см^-1. Нафта - легкозаймиста рідина; температура спалаху від -35 до + 120 ° С (залежить від фракційного складу і вмісту в нафту розчинених газів). Нафта розчинна в органічних розчинниках, у звичайних умовах не розчинна у воді, але може утворювати з нею стійкі емульсії .

1.3 Хімічний склад

Нафта являє собою суміш близько 1000 індивідуальних речовин, з яких більша частина - рідкі вуглеводні (> 500 або звичайно 80-90% по масі) і гетероатомних органічні сполуки (4-5%), переважно. сірчисті (близько 250), азотисті (> 30) і кисневі (близько 85), а також металоорганічні з'єднання (в основному ваннадієві і нікелеві); інші компоненти --розчинені вуглеводневі гази (С1-С4, від десятих часток до 4%), вода (від слідів до 10%), мінер. солі (гол. обр. хлориди. 0,1-4000 мг / л і більше), розчини солей органічних кислот та інших, механічні домішки (частинки глини, піску, вапняку).

Вуглеводневий склад: в основному парафінові (звичайно 30-35, рідше 40-50% за об'ємом) і нафтенові (25-75%), меншою мірою--з'єднання ароматичного ряду (10-20, рідше 35%) і змішаного, або гібридного , будови (наприклад, парафінонафтенові, нафтеноароматичні). Гетероатомні компоненти: сірковмісні-Н₂S, меркаптани. моно- і дисульфіди, тіофен і тіофани, а також поліциклічні і т.д. (70-90% концентрується в залишкових продуктах - мазуті і гудроні); азотовмісні-- переважно гомологи піридину. хіноліну. індолу. карбазолу. пиролу. а також порфірини (б.ч. концентрується у важких фракціях і залишках); кислотовмісні-- нафтенові кислоти, феноли. смолисто-асфальтенові речовини та ін. (зосереджені звичайно в висококиплячих фракціях). Елементний склад (%): С--82-87, H--11-14,5, S--0,01-6 (рідко до 8), N--0,001-1,8, О--0,005-0,35 (рідко до 1,2) та ін. Всього в нафти виявлено більше 50 елементів. Так, поряд із згаданими в нафті присутні V (10,5-10,2%), Ni (10,4-10,3%), Cl (від слідів до 2 х 10,2%) і т.д. Зміст зазначених сполук і домішок у сировині різних родовищ коливається в широких межах, тому говорити про середній хімічний склад нафти можна тільки умовно.

1.4 Методи досліджень

Для оцінки якості нафти з метою правильного вибору найбільш раціональної схеми її переробки застосовують комплекс методів (фізичні, хімічні, фізико-хімічні та спеціальні), що реалізуються за різними програмами. В СРСР прийнята (1980) так звана Єдина програма досліджень, що передбачає послідовне визначення загальних характеристик сирої нафти, її фракційного і хімічного складу, а також товарних властивостей окремих фракцій.

До загальних характеристик нафти, визначеним за стандартними методиками, відносять щільність, в'язкість, температуру застигання та інші фіз.-хім. показники, склад розчинених газів і кількостей., зміст смол, смолисто-асфальтенових речовин і твердих парафінів (табл. 2 і 3).

Основний принцип подальшого дослідження нафти зводиться до комбінування методів її поділу на компоненти з поступовим спрощенням складу окремих фракцій, які потім аналізують різноманітними фізико-хімічними методами. Найбільш поширені методи визначення первинного фракційного складу нафти --різні види дистиляції (перегонки) та ректифікації. За результатами відбору вузьких (википають в межах 10-20 ° С) і широких (50-100 ° С) фракцій будують т. зв. криві істинних температур кипіння (ІТК) нафта, встановлюють потенц. вміст у них окремих фракцій, нафтопродуктів або їх компонентів (бензинових, керосіногазойлевих, дизельних, масляних дистилятів, а також мазутів і гудронів), вуглеводневий склад, ін. фіз.-хім. і товарні характеристики. Дистиляцію проводять (до 450 ° С і вище) на стандартних перегінних апаратах, забезпечених ректифікаційними колонками (погонороздільна здатність відповідає 20-22 теоретичним тарілкам). Відбір фракцій, википають до 200 ° С, здійснюється при атм. тиску, до 320 ° С -- при 1,33 кПа, вище 320 ° С --при 0,133 кПа. Залишок переганяють в колбі з циліндровим кубом при тиску близько 0,03 кПа, що дозволяє відбирати фракції, що википають до 540-580 ° С.

Виділені в результаті дистиляції фракції піддають подальшому поділу на компоненти, після чого різними методами встановлюють їх зміст і визначають властивості. У відповідності зі способами вираження складу нафти та її фракцій розрізняють груповий, структурно-груповий, індивідуальний і елементний аналіз. При груповому аналізі визначають окремо зміст парафінових, нафтенових, ароматичних і змішаних вуглеводнів (табл. 4-6). При структурно-груповому аналізі вуглеводневий склад нафтових фракції висловлюють у вигляді середнього відносного вмісту в них ароматичних, нафтенових та інших циклічних структур, а також парафінових ланцюгів і інших структурних елементів; крім того, розраховують відносить. кількість вуглецю в парафінах, нафтенах і аренах. Індивідуальний вуглеводневий склад повністю визначається тільки для газових і бензинових фракцій. При елементному аналізі складу нафту або її фракцій висловлюють кількостями (у%) С, Н, S, N, О, а також мікроелементів.

1.5 Вплив групового вуглеводневого складу нафтопродуктів на їх властивості

Переважання окремих груп вуглеводнів в різних фракціях нафти неоднаково позначається на їх товарних властивостях. Так, бензинові фракції, що містять значні кількості ізопарафінових і ароматичних вуглеводнів, володіють високим, а при підвищеній кількості парафінів нормальної будови -- низьким октановим числом. Останнє збільшується для ізопарафінів зі зростанням розгалуженості ланцюга при одному і тому ж числі атомів вуглецю. Дизельні палива, в яких переважають нормальні парафінові вуглеводні, відрізняються легкоюзаймистістю (характеризованою цетановим числом), що погіршується зі збільшенням в них числа бічних ланцюгів. При однаковій розгалуженості моноциклічні нафтени мають, як правило, більш високі цетанові числа, ніж ароматичні вуглеводні; зі зростанням змісту циклів в молекулах цетанове число знижується. Найбільшважко запалюються ароматичні багатоциклічні вуглеводні. Проте присутність значних кількостей н-парафінів різко погіршує низькотемпературні властивості дизельних і реактивних палив. В останніх бажано наявність нафтенів, що володіють високою щільністю і низькою температурою початку кристалізації. Вміст у реактивних і дизельних паливах ароматичних вуглеводнів необхідно обмежувати, так як вони погіршують фотометричні властивості і збільшують нагароутворення в порівнянні з іншими групами вуглеводнів, особливо парафіновими.

Високими індексами в'язкості володіють базові масляні фракції, до складу яких входять переважно. нафтени з невеликим вмістом циклів в молекулах і довгими малоразветвленнимі парафіновими ланцюгами. Нафтенові і ароматичні вуглеводні з відносно високим вмістом циклів мають більш високі щільність і в'язкість (значно зростаючу при зниженні температури), ніж циклічні вуглеводні, які киплять в тих же температурних межах, але з малим числом циклів.

1.6 Застосування

Нафта займає провідне місце у світовому паливно-енергетичному балансі: частка її в загальному споживанні енергоресурсів становить 48% (1985). Однак у перспективі ця частка буде зменшуватися внаслідок зростання застосування атомної та інших видів енергії.

У зв'язку з швидким розвитком у світі хімічної та нафтохімічної промисловості потреба в нафту збільшується не тільки з метою підвищення вироблення палив і олив, але і як джерела цінної сировини для виробництва синтетичних каучуків і волокон, пластмас, ПАР, миючих засобів, пластифікаторів, присадок , барвників та ін. (більше 8% від обсягу світового видобутку). Серед одержуваних з нафту вихідних речовин для цих виробництв найбільше застосування знайшли: парафінові вуглеводні --метан, етан, пропан, бутан, пентан, гексани, а також високомолекулярні (10-20 атомів вуглецю в молекулі); нафтенові -- циклогексан; ароматичні вуглеводні --бензол, толуол, ксилоли, етилбензол; олефінових і діолефінові --етилен, пропілен, бутадієн; ацетилен.

2. Склад нафти і класифікація

Нафта належить до групи гірських осадових порід разом з пісками, глинами, вапняками, кам'яною сіллю та ін. Вона володіє однією важливою властивістю - здатністю горіти і виділяти теплову енергію. Серед інших горючих копалин вона має найвищу теплотворну здатність. Наприклад, для підігріву котельні або інший установки потрібно нафти значно менше за вагою, ніж кам'яного вугілля.

Усі горючі породи належать до особливого сімейства, який отримав назву каустобіолітів (від грецьких слів "каустос" - горючий, "біос" - життя, "Літос" - камінь, тобто горючий органічний камінь).

У хімічному відношенні нафта--складна суміш вуглеводнів і вуглецевих сполук. Вона складається з наступних основних елементів: вуглець (84-87%), водень (12-14%), кисень, азот, сірка (1-2%). Вміст сірки може доходити до 3-5% . У нафтах виділяють наступні частини: вуглеводневу, асфальто-смолисту, порфірини, сірку і зольную. У кожної нафти є розчинений газ, який виділяється, коли вона виходить на земну поверхню.

Головну частину нафт складають вуглеводні різні за своїм складом, будовою і властивостями, які можуть перебувати в газоподібному, рідкому і твердому стані. Залежно від будови молекул вони поділяються на три класи -- парафінові, нафтенові і ароматичні. Але значну частину нафти становлять вуглеводні змішаної будови, що містять структурні елементи всіх трьох згаданих класів. Будова молекул визначає їх хімічні та фізичні властивості.

Парафінові вуглеводні, або як їх ще називають, метанові вуглеводні (алканових, або алкани). Сюди відносять метан СН₄, етан С₂Н₆, структурна будова яких показано на рис.2.1, пропан С₃Н₈, бутан і ізобутан, що мають формулу С₄Н₁₀.

Для вуглецю характерна здатність утворювати ланцюжки, в яких його атоми з'єднані послідовно один з одним. Рештою зв'язками до вуглецю приєднані атоми водню. Кількість атомів вуглецю в молекулах парафінових вуглеводнів перевищує кількість атомів водню в 2 рази, з деяким постійним у всіх молекулах надлишком, рівним 2. Інакше кажучи, загальна формула вуглеводнів цього класу С_nН_{2n + 2}. Парафінові вуглеводні хімічно найбільш стійкі і відносяться до граничних вуглеводнів.

Залежно від кількості атомів вуглецю в молекулі вуглеводні можуть приймати одне з трьох агрегатних станів. Наприклад, якщо в молекулі від одного до чотирьох атомів вуглецю (СН₄ - С₄Н₁₀), то вуглеводні являють собою газ, від 5 до 16 (С₅Н₁₆ - С₁₆Н₃₄) - це рідкі вуглеводні, а якщо більше 16 (С₁₇Н₃₆ і т.д.) --тверді.

Таким чином, парафінові вуглеводні в нафти можуть бути представлені газами, рідинами і твердими кристалічними речовинами. Вони по-різному впливають на властивості нафти: гази знижують в'язкість і підвищують пружність парів; рідкі парафіни добре розчиняються в нафті тільки при підвищених температурах, утворюючи гомогенний розчин; тверді парафіни також добре розчиняються в нафті утворюючи справжні молекулярні розчини. Парафінові вуглеводні (за винятком церезинів) легко кристалізуються у вигляді пластинок і пластинчастих стрічок.

Нафтенові (цікланові, або аліциклічні) вуглеводні мають циклічну будову (С / С_nН_2n), а саме складаються з кількох груп - СН₂-, з'єднаних між собою в кільчасту систему. У нафти містяться переважно нафтени, що складаються з п'яти або шести груп СН₂:

Всі зв'язки вуглецю і водню тут насичені, тому нафтенові нафти мають стійкими властивостями. У порівнянні з парафінами, нафтени мають більш високу щільність і меншу пружність парів і мають кращу розчинну здатність.

Ароматичні вуглеводні (арени) представлені формулою С_nН_n, найбільш бідні воднем. Молекула має вигляд кільця з ненасиченими зв'язками вуглецю. Найпростішим представником даного класу вуглеводнів є бензол С₆Н₆, що складається з шести груп СН:

Для ароматичних вуглеводнівхарактерні велика розчинність, більш висока щільність і температура кипіння.

Асфальто-смолиста частина нафт є речовина темного забарвлення, яке частково розчиняється в бензині. Розчинена частина - асфальтени. Вони мають здатність набухати в розчинниках, а потім переходити в розчин. Розчинність асфальтенів в смолисто-вуглецевих системах зростає зі зменшенням концентрації легких вуглеводнів і збільшенням концентрації ароматичних вуглеводнів. Смола не розчиняється у бензині і є полярними речовинами з відносною молекулярною масою 500-1200. У них містяться основна кількість кисневих, сірчистих і азотистих сполук нафти. Асфальтосмолисті речовини та інші полярні компоненти є поверхнево-активними сполуками нафти і природними стабілізаторами водонафтових емульсій.

Порфіринами називають особливі азотисті сполуки органічного походження. Припускають, що вони утворилися з гемоглобіну тварин і хлорофілу рослин. Ці сполуки руйнуються при температурі 200-250^оC. Сірка поширена в нафтах і вуглеводневому газі і міститься як у вільному стані, так і у вигляді сполук (сірководень, меркаптани).

Зольна частина являє собою залишок, що утворюється при спалюванні нафти. Це різні мінеральні сполуки, найчастіше залізо, нікель, ванадій, іноді солі натрію.

Властивості нафти визначають напрям її переробки і впливають на продукти, що отримуються з нафти, тому існують різні види класифікації, які відображають хімічну природу нафт і визначають можливі напрямки переробки.

Наприклад, в основу класифікації, що відбиває хімічний склад, належить переважне вміст у нафти якогось одного або декількох класів вуглеводнів. Розрізняють нафтенові, парафінові, парафінонафтенові, парафіно-нафтеноароматіческіе, нафтеноароматіческіе, ароматичні. Так, в парафінових нафтах всі фракції містять значну кількість алканів; в парафіно-нафтеноароматичних вуглеводнях всіх трьох класів містяться приблизно в рівних кількостях; нафтеноароматіичні нафти характеризуються переважним вмістом циклоалканів і аренів, особливо у важких фракціях.

Також використовується класифікація за змістом асфальтенів і смол.

У технологічній класифікації нафти поділяють на класи -- за вмістом сірки; типи -- по виходу фракцій за певних температурах; групи --по потенційному змісту базових масел; види -- за змістом твердих алканів (парафінів).

2.1 Щільність

нафта щільність вуглеводний фракційний

Щільність є одним з найбільш загальних показників, що характеризує властивості нафт і нафтопродуктів, вимір якого передбачено стандартами різних країн.

За щільністю можна орієнтовно судити про вуглеводневому складі різних нафт і нафтопродуктів, оскільки її значення для вуглеводнів різних груп різна. Наприклад, більш висока щільність вказує на більший вміст ароматичних вуглеводнів, а більш низька -- на більший вміст парафінових вуглеводнів. Вуглеводні нафтеновой групи займають проміжне положення. Таким чином, величина щільності до певної міри буде характеризувати не тільки хімічний склад і походження продукту, але і його якість.

При характеристиці щільності окремих фракцій нафти слід передусім відзначити зростання щільності зі збільшенням температури кипіння. Однак це положення, справедливе для більшої частини випадків, має винятки. Щільність використовується при розрахунку маси продукту, що займає даний обсяг, і навпаки, обсягу продукту, що має певну масу. Внаслідок цього цей показник має особливе значення при проведенні операцій купівлі-продажу між постачальником і покупцем для визначення кількості продукту на всьому шляху проходження нафти і нафтопродуктів від видобутку до переробки і від переробки до споживачів. Як приклад можна привести об'ємно-масовий метод, який використовується для визначення маси брутто нафти .

, (3.1)

де - маса брутто продукту, т;

- Обсяг продукту, м³Размещено на http://www.allbest.ru/

;

- Щільність продукту, приведена до умов вимірювання, т / м³Размещено на http://www.allbest.ru/

.

Кількість нафти і нафтопродуктів визначають відповідно до ГОСТ 26976-86 "Нафта і нафтопродукти. Методи визначення маси ".

Згідно ГОСТ 3900 "Нафта і нафтопродукти. Методи визначення щільності. ", Для вимірювання густини нафти застосовуються ареометри, пікнометри і Плотнометри.

Точність ареометричного методу виражається наступними показниками:

Збіжність -- два результати вимірювань, отримані одним виконавцем, визнаються достовірними (з 95% - ою довірчою ймовірністю), якщо розбіжність між ними не перевищує 0.0005 г / см³ для прозорих продуктів; 0.0006 г / см³-- для темних і непрозорих продуктів.

Відтворюваність -- два результати випробувань, отримані в двох лабораторіях, визнаються достовірними (з 95% -ою довірчою ймовірністю), якщо розбіжність між ними не перевищує 0.0012 г / см³ для прозорих продуктів; 0.0015 г / см³--для темних і непрозорих продуктів.

Точність пікнометричним методом регламентується однаковими нормами збіжності та відтворюваності результатів вимірювань: розбіжність двох результатів з 95% -ою довірчою ймовірністю не повинно перевищувати 0.0006 г / см³.

2.2 Фракційний склад

Найважливішим показником якості нафти є фракційний склад.

Фракційний склад визначається при лабораторної перегонці з використанням методу поступового випаровування, в процесі якої при поступово підвищується температурі з нафти відганяють частини -- фракції, що відрізняються один від одного межами википання. Кожна з фракцій характеризується температурами початку і кінця кипіння.

Промислова перегонка нафти ґрунтується на схемах з так званим одноразовим випаровуванням і подальшої ректифікацією.

Фракції, що википають до 350^оС, відбирають при тиску, який у кілька разів перевищує атмосферний, називають світлими дистилятами (фракціями). Назви фракціям привласнюються в залежності від напрямку їх подальшого використання. В основному, при атмосферній перегонці отримують наступні світлі дистиляти: 140^оС (початок кипіння) -- бензинова фракція, 140-180^оС-- Лігроїнова фракція (важка нафта), 140-220^оС (180-240оС) - гасова фракція, 180-350^оС (220-350^оС , 240-350^оС) -- дизельна фракція (легкий або атмосферний газойль, солярового дистилят).

Фракція, що википає вище 350^оС є залишком після відбору світлих дистилятів і називається мазутом. Мазут розганяють під вакуумом і в залежності від подальшого напрямку переробки нафти отримують такі фракції: для отримання палив --350-500^оС вакуумний газойль (дистилят),> 500^оС вакуумний залишок (гудрон); для отримання масел --300-400^оС (350-420^оС) легка маслена фракція (трансформаторний дистилят), 400-450^оС (420-490^оС) середня маслена фракція (машинний дистилят), 450-490^оС важка маслена фракція (циліндровий дистилят),> 490^оС гудрон . Мазут і отримані з нього фракції - темні.

Таким чином фракціонування - це поділ складної суміші компонентів на більш прості суміші або окремі складові. Продукти, одержувані як при первинній, так і при вторинної переробки нафти, відносять до світлих, якщо вони википають до 350^оС, і до темних, якщо межі википання 350^оС і вище.

Нафти різних родовищ помітно відрізняються за фракційним складом, вмістом світлих і темних фракцій.

В технічних умовах на нафту і нафтопродукти нормуються:

* температура початку кипіння;

* температура, при якій відганяється 10,50,90 і 97.5% від завантаження, а також залишок у відсотках;

* іноді лімітується температура кінця кипіння.

2.3 Вміст води

При видобутку і переробці нафту двічі змішується з водою: при виході з великою швидкістю зі свердловини разом з супутньою їй пластовою водою і в процесі знесолення, тобто промивання прісною водою для видалення хлористих солей.

У нафті і нафтопродуктах вода може міститися у вигляді простої суспензії, тоді вона легко відстоюється при зберіганні, або у вигляді стійкої емульсії, тоді вдаються до особливих прийомів зневоднення нафти.

Освіта стійких нафтових емульсій призводить до великих фінансових втрат. При невеликому вмісті пластової води в нафти удорожается транспортування її по трубопроводах, тому що збільшується в'язкість нафти, що утворює з водою емульсію. Після відділення води від нафти у відстійниках і резервуарах частина нафти скидається разом з водою у вигляді емульсії і забруднює стічні води. Частина емульсії вловлюється пастками, збирається і накопичується в земляних коморах і нафтових ставках, де з емульсії випаровуються легкі фракції і вона забруднюється механічними домішками. Такі нафти отримали назву "комірні нафти". Вони високообводнені і смолисті, з великим вмістом механічних домішок, важко обезводнюються.

Вміст води в нафти є найвагомішою поправкою при обчисленні маси нетто нафти по масі брутто. Цей показник якості, поряд з механічними домішками і хлористим солями, входить у рівняння для визначення маси баласту.

Присутня у нафті, особливо з розчиненими в ній хлористим солями, вода ускладнює її переробку, викликаючи корозію апаратури.

Наявна в карбюраторному і дизельному паливі, вода знижує їх теплотворну здатність, засмічує і викликає закупорку розпилюють форсунок.

При зменшенні температури кристалики льоду засмічують фільтри, що може служити причиною аварій при експлуатації авіаційних двигунів.

Вміст води в маслі посилює її схильність до окислення, прискорює процес корозії металевих деталей, що стикаються з маслом.

Отже, вода робить негативний вплив як на процес переробки нафти, так і на експлуатаційні властивості нафтопродуктів і кількість її має суворо нормуватись.

Точність методу визначення вмісту води по ГОСТ 2477-65:

Збіжність -- два результати визначень, отримані одним виконавцем, визнаються достовірними (з 95% -ою довірчою ймовірністю), якщо розбіжність між ними не перевищує:

0.1 см³ - при обсязі води, меншому або рівним 1.0 см³;

0.1 см³ або 2% від середнього значення обсягу (залежно від того, яка з цих величин більше) -- при обсязі води більш 1.0 см³. Відтворюваність -- два результати випробувань, отримані в двох різних лабораторіях (з 95% -ою довірчою ймовірністю), якщо розбіжність між ними не перевищує:

0.1 см³--при обсязі води, меншому або рівним 1.0 см³;

0.2 см³ або 10% від середнього значення обсягу (залежно від того, яка з цих величин більше) - при обсязі води понад 1.0 см³ до 10 см³;

5% від величини середнього результату - при обсязі води понад 10 см³.

Згідно ГОСТ 2477-65 масова частка води повинна становити не більше ніж 0.5% -1% залежно від ступеня підготовки нафт.

2.4 В'язкість

В'язкість є найважливішою фізичною константою, що характеризує експлуатаційні властивості котелень, дизельних палив та інших нафтопродуктів. Особливо важлива ця характеристика для визначення якості маслених фракцій, одержуваних при переробці нафти і якості стандартних мастил.

За значенням в'язкості судять про можливість розпилення та перекачування нафтопродуктів, при транспортуванні нафти по трубопроводах, палив в двигунах і т.д.

Визначається структурою вуглеводнів, що складають нафту і нафтопродуктів, тобто їх природою і співвідношенням. Серед різних груп вуглеводнів, найменшу в'язкість мають парафінові, найбільшу -- нафтенові вуглеводні.

Можна додати, що чим більше в'язкість нафтових фракцій, тим більше температура їх википання.

Визначення в'язкості згідно ГОСТ 33-82 "Нафтопродукти. Методи визначення кінематичної і розрахунок динамічної в'язкості встановлює такі норми точності визначення в'язкості: збіжність припускає, що розбіжність результатів послідовних визначень отриманих одним і тим же лаборантом, що працює на одному і тому ж вискозиметрі, в ідентичних умовах на одному і тому ж продукті, не повинно перевищувати 0.35% від середнього арифметичного значення (з 95% довірчою ймовірністю); відтворюваність -- розбіжність результату двох визначень, отриманими різними лаборантами, що працюють в різних лабораторіях, на одному і тому ж продукті, не повинно перевищувати 0.72% від середнього арифметичного (з 95% довірчою ймовірністю).

Размещено на Allbest.ru