Состав нефти и классификация
Нефть относится к группе горныхосадочных пород вместе с песками, глинами, известняками, каменной солью и др.Она обладает одним важным свойством – способностью гореть и выделять тепловуюэнергию. Среди других горючих ископаемых она имеет наивысшую теплотворнуюспособность. Например, для подогрева котельной или другой установки требуетсянефти значительно меньше по весу, чем каменного угля.
Все горючие породы принадлежат кособому семейству, получившему название каустобиолитов (от греческихслов «каустос»- горючий, «биос» – жизнь, «литос» – камень, т.е. горючийорганический камень).
В химическом отношении нефть –сложная смесь углеводородов (УВ) и углеродистых соединений. Она состоит изследующих основных элементов: углерод (84-87%), водород (12-14%), кислород,азот, сера (1-2%). Содержание серы может доходить до 3-5% [3]. В нефтяхвыделяют следующие части: углеводородную, асвальто-смолистую, порфирины, серу изольную. В каждой нефти имеется растворенный газ, который выделяется, когда онавыходит на земную поверхность.
Главную часть нефтей составляютуглеводороды различные по своему составу, строению и свойствам, которые могутнаходиться в газообразном, жидком и твердом состоянии. В зависимости отстроения молекул они подразделяются на три класса – парафиновые, нафтеновые иароматические. Но значительную часть нефти составляют углеводороды смешанногостроения, содержащие структурные элементы всех трех упомянутых классов.Строение молекул определяет их химические и физические свойства.
Парафиновые углеводороды, или каких еще называют, метановые УВ (алкановые, или алканы). Сюда относят метан СН4,этан С2Н6, структурное строение которых показано нарис.2.1, пропан С3Н8, бутан и изобутан, имеющие формулуС4Н10.
/>
Для углерода характернаспособность образовывать цепочки, в которых его атомы соединены последовательнодруг с другом. Остальными связями к углероду присоединены атомы водорода.Количество атомов углерода в молекулах парафиновых УВ превышает количество атомовводорода в 2 раза, с некоторым постоянным во всех молекулах избытком, равным 2.Иначе говоря, общая формула углеводородов этого класса СnН2n+2.Парафиновые углеводороды химически наиболее устойчивы и относятся к предельнымУВ.
В зависимости от количестваатомов углерода в молекуле углеводороды могут принимать одно из трех агрегатныхсостояний. Например, если в молекуле от одного до четырех атомов углерода (СН4– С4Н10), то УВ представляют собой газ, от 5 до 16 (С5Н16– С16Н34) — это жидкие УВ, а если больше 16 (С17Н36и т.д.) – твердые.
Таким образом, парафиновыеуглеводороды в нефти могут быть представлены газами, жидкостями и твердымикристаллическими веществами. Они по-разному влияют на свойства нефти: газыпонижают вязкость и повышают упругость паров; жидкие парафины хорошорастворяются в нефти только при повышенных температурах, образуя гомогенныйраствор; твердые парафины также хорошо растворяются в нефти образуя истинныемолекулярные растворы. Парафиновые УВ (за исключением церезинов) легко кристаллизуютсяв виде пластинок и пластинчатых лент.
Нафтеновые (циклановае, илиалициклические) УВ имеют циклическое строение (С/СnН2n),а именно состоят из нескольких групп – СН2 -, соединенных междусобой в кольчатую систему. В нефти содержатся преимущественно нафтены,состоящие из пяти или шести групп СН2:
/>
Циклопентан Циклогексан
Все связи углерода и водородаздесь насыщены, поэтому нафтеновые нефти обладают устойчивыми свойствами. Посравнению с парафинами, нафтены имеют более высокую плотность и меньшуюупругость паров и имеют лучшую растворяющую способность.
Ароматические УВ (арены)представлены формулой СnНn, наиболее бедны водородом.Молекула имеет вид кольца с ненасыщенными связями углерода. Простейшимпредставителем данного класса углеводородов является бензол С6Н6,состоящий из шести групп СН:
/>
Для ароматических УВ характерныбольшая растворяемость, более высокая плотность и температура кипения.
Асфальто-смолистая часть нефтейпредставляет собой вещество темного окраса, которое частично растворяется вбензине. Растворившееся часть – асфальтены. Они обладают способностью набухатьв растворителях, а затем переходить в раствор. Растворимость асфальтенов всмолисто-углеродных системах возрастает с уменьшением концентрации легких УВ иувеличением концентрации ароматических углеводородов. Смола не растворяется вбензине и являются полярными веществами с относительной молекулярной массой500-1200. В них содержатся основное количество кислородных, сернистых и азотистыхсоединений нефти. Асфальтосмолистые вещества и другие полярные компонентыявляются поверхностно-активными соединениями нефти и природными стабилизаторамиводонефтяных эмульсий.
Порфиринами называют особыеазотистые соединения органического происхождения. Предполагают, что ониобразовались из гемоглобина животных и хлорофилла растений. Эти соединенияразрушаются при температуре 200-250оC.
Сера широко распространена внефтях и углеводородном газе и содержится как в свободном состоянии, так и ввиде соединений (сероводород, меркаптаны).
Зольная часть представляет собойостаток, образующийся при сжигании нефти. Это различные минеральные соединения,чаще всего железо, никель, ванадий, иногда соли натрия.
Свойства нефти определяютнаправление ее переработки и влияют на продукты, получаемых из нефти, поэтомусуществуют различные виды классификции, которые отражают химическую природунефтей и определяют возможные направления переработки.
Например, в основу классификации,отражающей химический состав, положено преимущественное содержание в нефтикакого-либо одного или нескольких классов углеводородов. Различают нафтеновые,парафиновые, парафино-нафтеновые, парафино-нафтено-ароматические,нафтено-ароматические, ароматические. Так, в парафиновых нефтях все фракциисодержат значительное количество алканов; в парафино-нафтено-ароматическихуглеводороды всех трех классов содержатся примерно в равных количествах;нафтено-ароматические нефти характеризуются преимущественным содержаниемциклоалканов и аренов, особенно в тяжелых фракциях.
Также используется классификацияпо содержанию асфальтенов и смол.
В технологической классификациинефти подразделяют на классы — по содержанию серы; типы — по выходу фрвкций приопределенных температурах; группы — по потенциальному содержанию базовых масел;виды — по содержанию твердых алканов(папафинов).
На рис.2.2показана классификация нефтей, регламентированная ГОСТ 9965-76.
/>
/>
/>Сырая и товарная нефть.Основныепоказатели качества товарной нефти
При выходе из нефтяного пластанефть содержит взвешенные частицы горных пород, воду, растворенные в ней соли игазы. Нефть, получаемую непосредственно из скважин называют сырой нефтью,которая иногда сразу транспортируется в ближайшие центры нефтепереработки. Но вбольшинстве случаев добываемая нефть проходит промысловую подготовку, так какона может быть предназначена для экспорта или для транспортирования вотдаленные от мест добычи нефтеперерабатывающие заводы.
Перечисленные выше примесивызывают коррозию оборудования и серьезные затруднения при транспортировании ипереработки нефтяного сырья. Именно поэтому перед транспортированием сыраянефть подготавливается: из нее удаляется вода, большое количество механическихпримесей, солей и выпавших твердых углеводородов. Также следует выделить изнефти газ и наиболее летучие ее компоненты. Если этого не сделать, то прихранении нефти даже за то время, которое пройдет, пока она не попадет нанефтеперерабатывающий завод, газ и наиболее легкие углеводороды будут утеряны.А между тем газ и летучие жидкие УВ являются ценными продуктами. Кроме того,при трубопроводной транспортировке нефтей из них необходимо удалять все легкиегазы. В противном случае на возвышенных участках трассы возможно образованиегазовых мешков.
Таким образом, качество товарнойнефти формируется при подготовке сырой нефти к транспортированию. Стоимостьтоварной нефти существенно зависит от ее качества. Поэтому во всехучетно-расчетных операциях между поставщиком и покупателем наряду сопределением массы продукта производят контроль качественных параметров нефтей.
Перечислим важнейшие показателикачества: фракционный состав, плотность, содержание воды, хлористых солей,механических примесей и серы. Также определяют технологические показателинефтей. К ним можно отнести: давление насыщенных паров, вязкость, содержаниепарафинов, температура застывание и вспышки, содержание асфальтенов и смол.(Иногда определяют кислотность, молекулярную массу, объемную долю газа,массовую долю тяжелых металлов). Некоторые показатели качества нефти могутопределяться согласно договоренности между поставщиком и покупателем.
Рассмотрим значения этихпоказателей для характеристики нефтей и получаемых из них нефтепродуктов.
Плотность
Плотность является одним изнаиболее общих показателей, характеризующий свойства нефтей и нефтепродуктов,измерение которого предусмотрено стандартами различных стран.
По плотности можно ориентировочносудить об углеводородном составе различных нефтей и нефтепродуктов, посколькуее значение для углеводородов различных групп различна. Например, более высокаяплотность указывает на большее содержание ароматических углеводородов, а болеенизкая – на большее содержание парафиновых УВ. Углеводороды нафтеновой группызанимают промежуточное положение. Таким образом, величина плотности доизвестной степени будет характеризовать не только химический состав ипроисхождение продукта, но и его качество.
При характеристики плотностиотдельных фракций нефти следует прежде всего отметить возрастание плотности сувеличением температуры кипения. Однако это положение, справедливое для большейчасти случаев, имеет исключения.
Плотность используется прирасчете массы продукта, занимающего данный объем, и наоборот, объема продукта,имеющего определенную массу. Вследствие этого этот показатель имеет особоезначение при проведении операций купле-продажи между поставщиком и покупателемдля определения количества продукта на всем пути следования нефти инефтепродуктов от добычи до переработки и от переработки до потребителей. Вкачестве примера можно привести объемно-массовый метод, используемый дляопределения массы брутто нефти [4].
Его применение сводится кизмерению объема />и плотности />продукта при одинаковыхили приведенных к одним условиям (по температуре и давлению):
/>, (3.1)
где /> — масса брутто продукта, т;
/>-объем продукта, м3;
/> — плотностьпродукта, приведенная к условиям измерения, т/ м3.
Количество нефти и нефтепродуктов определяют согласно ГОСТ 26976-86 «Нефть инефтепродукты. Методы определения массы».
Согласно ГОСТ 3900 «Нефть инефтепродукты. Методы определения плотности.», для измерения плотности нефтиприменяются ареометры, пикнометры и плотнометры.
Точность ареометрического методавыражается следующими показателями:
Сходимость – два результатаизмерений, полученные одним исполнителем, признаются достоверными (с 95%-нойдоверительной вероятностью), если расхождение между ними не превышает 0.0005г/см3 для прозрачных продукто; 0.0006 г/см3 – для темныхи непрозрачных продуктов.
Воспроизводимость – дварезультата испытаний, полученные в двух лабораториях, признаются достоверными(с 95%-ной доверительной вероятностью), если расхождение между ними непревышает 0.0012 г/см3 для прозрачных продукто; 0.0015 г/см3– для темных и непрозрачных продуктов.
Точность пикнометрического методарегламентируется одинаковыми нормами сходимости и воспроизводимости результатовизмерений: расхождение двух результатов с 95%-ной доверительной вероятностью недолжно превышать 0.0006 г/см3.
Фракционный состав
Важнейшим показателем качестванефти является фракционный состав.
Фракционный состав определяетсяпри лабораторной перегонке с использованием метода постепенного испарения, впроцессе которой при постепенно повышающейся температуре из нефти отгоняютчасти — фракции, отличающиеся друг от друга пределами выкипания. Каждая изфракций характеризуется температурами начала и конца кипения.
Промышленная перегонка нефтиосновывается на схемах с так называемым однократным испарением и дальнейшейректификацией.
Фракции, выкипающие до 350оС,отбирают при давлении несколько превышающим атмосферное, называют светлымидистиллятами(фракциями). Названия фракциям присваиваются в зависимости отнаправления их дальнейшего использования. В оснавном, при атмосферной перегонкеполучают следующие светлые дистилляты: 140оС (начало кипения) — бензиновая фракция, 140-180оС — лигроиновая фракция(тяжелая нафта),140-220оС (180-240оС ) — керосиновая фракция, 180-350оС(220-350оС, 240-350оС) — дизельная фракция (легкий илиатмосферный газойль, соляровый дистиллят).
Фракция, выкипающая выше 350оСявляется остатком после отбора светлых дистиллятов и называетсф мазутом. Мазутразгоняют под вакуумом и в зависимости от дальнейшего направления переработкинефти получают следующие фракции: для получения топлив — 350-500оСвакуумный газойль (дистиллят), >500оС вакуумный остаток (гудрон);для получения масел — 300-400оС (350-420оС) легкаямасленная фракция (трансформаторный дистиллят), 400-450оС (420-490оС)средняя масленная фракция (машинный дистиллят), 450-490оС тяжелаямасленная фракция (цилиндровый дистиллят), >490оС гудрон. Мазут иполученные из него фракции — темные.
Таким образом фракционирование –это разделение сложной смеси компонентов на более простые смеси или отдельныесоставляющие.
Продукты, получаемые как припервичной, так и при вторичной переработки нефти, относят к светлым, если онивыкипают до 350оС, и к темным, если пределы выкипания 350оСи выше.
Нефти различных месторожденийзаметно отличаются по фракционному составу, содержанию светлых и темныхфракций.
В технических условиях на нефть инефтепродукты нормируются: температура начала кипения; температура, при которой отгоняется 10,50,90 и 97.5% от загрузки, а также остаток в процентах; иногда лимитируется температура конца кипения.
Информация о точности определенияфракционного состава различными методами содержится в [6,7].
Содержаниеводы
При добыче и переработке нефтьдважды смешивается с водой: при выходе с большой скоростью из скважины вместе ссопутствующей ей пластовой водой и в процессе обессоливания, т.е. промывкипресной водой для удаления хлористых солей.
В нефти и нефтепродуктах водаможет содержаться в виде простой взвеси, тогда она легко отстаивается прихранении, либо в виде стойкой эмульсии, тогда прибегают к особым приемамобезвоживания нефти.
Образование устойчивых нефтяныхэмульсий приводит к большим финансовым потерям. При небольшом содержаниипластовой воды в нефти удорожается транспортировка ее по трубопроводам, потомучто увеличивается вязкость нефти, образующей с водой эмульсию. После отделенияводы от нефти в отстойниках и резервуарах часть нефти сбрасывается вместе сводой в виде эмульсии и загрязняет сточные воды.
Часть эмульсии улавливаетсяловушками, собирается и накапливается в земляных амбарах и нефтяных прудах, гдеиз эмульсии испаряются легкие фракции и она загрязняется механическимипримесями. Такие нефти получили название «амбарные нефти». Онивысокообводненные и смолистые, с большим содержанием механических примесей,трудно обезвоживаются.
Содержание воды в нефти являетсясамой весомой поправкой при вычислении массы нетто нефти по массе брутто. Этотпоказатель качества, наряду с механическими примесями и хлористыми солями,входит в уравнение для определения массы балласта.
Присутствуя в нефти, особенно срастворенными в ней хлористыми солями, вода осложняет ее переработку, вызываякоррозию аппаратуры.
Имеющаяся в карбюраторном идизельном топливе, вода снижает их теплотворную способность, засоряет ивызывает закупорку распыляющих форсунок.
При уменьшении температуры кристалликильда засоряют фильтры, что может служить причиной аварий при эксплуатацииавиационных двигателей.
Содержание воды в масле усиливаетее склонность к окислению, ускоряет процесс коррозии металлических деталей,соприкасающихся с маслом.
Следовательно, вода оказываетнегативное влияние как на процесс переработки нефти, так и на эксплуатационныесвойства нефтепродуктов и количество ее должно строго нормироваться.
Точность метода определениясодержания воды по ГОСТ 2477-65:
Сходимость – два результатаопределений, полученные одним исполнителем, признаются достоверными (с 95%-нойдоверительной вероятностью), если расхождение между ними не превышает:
0.1 см3– при объеме воды, меньшем или равным 1.0 см3;
0.1 см3 или2% от стеднего значения объема (в зависимости от того, какая из этих величинбольше) – при объеме воды более 1.0 см3.
Воспроизводимость – дварезультата испытаний, полученные в двух разных лабораториях ( с 95%-нойдоверительной вероятностью), если расхождение между ними не превышает:
0.1 см3 –при объеме воды, меньшем или равным 1.0 см3;
0.2 см3или 10% от среднего значения объема (в зависимости от того, какая из этихвеличин больше) – при объеме воды свыше 1.0 см3 до 10 см3;
5% от величинысреднего результата – при объеме воды более 10 см3.
Согласно ГОСТ 2477-65 массоваядоля воды должна составлять не более чем 0.5%–1% в зависимости от степениподготовки нефтей.
Содержаниемеханических примесей
Присутствие мехпримесейобъясняется условиями залегания нефтей и способами их добычи.
Механические примеси нефтисостоят из взвешенных в ней высокодисперсных частиц песка, глины и другихтвердых пород, которые, адсорбируясь на поверхности глобул воды, способствуютстабилизации нефтяной эмульсии. При перегонке нефтей примеси могут частичнооседать на стенках труб, аппаратуры и трубчатых печей, что приводит к ускорениюпроцесса износа аппаратуры.
В отстойниках, резервуарах итрубах при подогреве нефти часть высокодисперсных механических примесейкоагулирует, выпадает на дно и отлагается на стенках, образуя слой грязи итвердого осадка. При этом уменьшается производительность аппаратов, а приотложении осадка на стенках труб уменьшается их теплопроводность.
В ГОСТ 6370-83 приводятсяследующие оценки достоверности результатов определения содержания механическихпримесей при доверительной вероятности 95%: Таблица № 4
Нормы точности определениямассовой доли механических примесей по ГОСТ6370-83
Механические примеси, % Повторяемость, % Воспроизводимость, % До 0.01 0.0025 0.005 Св. 0.001 до 0.1 0.005 0.01 Св. 0.1 до 1.0 0.01 0.02 Св. 1.0 0.1
0.20
Массовая доля механическихпримесей до 0.005% включительно оценивается как их отсутствие.
ГОСТ 9965-76 также устанавливаетмассовую болю механических примесей в нефтях, которая может быть не более0.05%.
Содержаниесеры
Сера и ее соединения являютсяпостоянными составляющими частями сырой нефти. По химической природе — этосоединения сульфидов, гомологов тиофана и тиофена. Кроме указанных соединений,в некоторых нефтях встречаются сероводород, меркаптаны и дисульфиды.
Меркаптаны или тиоспирты –легколетучие жидкости с чрезвычайно отвратительным запахом; сульфиды илитиоэфиры – нейтральные вещества, нерастворяющиеся в воде, но растворяющиеся в нефтепродуктах;дисульфиды или полисульфиды – тяжелые жидкости с неприятным запахом, легкорастворяющиеся в нефтепродуктах, и очень мало в воде; тиофен – жидкость, нерастворяющаяся в воде.
Соединения серы в нефтях, какправило, являются вредной примесью. Они токсичны, имеют неприятный запах,способствуют отложению смол, в соединениях с водой вызывают интенсивнуюкоррозию металла. Особенно в этом отношении опасны сероводород и меркаптаны.Они обладают высокой коррозийной способностью, разрушают цветные металлы ижелезо. Поэтому их присутствие в товарной нефти не допустимо.
Точность метода определения серысогласно ГОСТ 1437-75 выражается следующими показателями:
cходимость – результатыопределения, полученные последовательно одним лаборантом, признаются достоверными(при доверительной вероятности 95%), если расхождение менжду ними не превышаетзначений, указанных в таблице №5;
воспроизводимость – результатыанализа, полученные в двух разных лабораториях, признаются достоверными (придоверительной вероятности 95%), если расхождение между ними не превышаетзначений, указанных в таблице №. 5. Таблица № 5
Сходимость и воспроизводимостьметода определения серы по ГОСТ 1437-75
Массовая доля серы, % Сходимость, % Воспроизводимость, % До 1.0 0.05 0.20 Св. 1.0 до 2.0 0.05 0.25 Св. 2.0 до 3.0 0.10 0.30 Св. 3.0 до 5.0 0.10
0.45
Вязкость
Вязкость является важнейшейфизической константой, характеризующей эксплуатационные свойства котельных,дизельных топлив и других нефтепродуктов. Особенно важна эта характеристика дляопределения качества масленых фракций, получаемых при переработке нефти икачества стандартных смазочных масел.
По значению вязкости судят овозможности распыления и перекачивания нефтепродуктов, при транспортировкенефти по трубопроводам, топлив в двигателях и т.д.
Определяется структуройуглеводородов, составляющих нефть и нефтепродуктов, т.е. их природой исоотношением. Среди различных групп углеводородов, наименьшую вязкость имеютпарафиновые, наибольшую – нафтеновые углеводороды.
Можно добавить, что чем большевязкость нефтяных фракций, тем больше температура их выкипания.
Определение вязкости согласноГОСТ 33-82 «Нефтепродукты. Методы определения кинематической и расчетдинамической вязкости устанавливает следующие нормы точности определениевязкости: сходимость предполагает, что расхождение результатов последовательныхопределений полученных одним и темже лаборантом, работающем на одном и том жевискозиметре, в идентичных условиях на одном и том же продукте, не должнопревышать 0.35% от среднего арифметического значения (с 95% доверительнойвероятностью); воспроизводимость – расхождение результата двух определений,полученными разными лаборантами, работающеми в разных лабораториях, на одном итом же продукте, не должно превышать 0.72% от среднего арифметического (с 95%доверительной вероятностью).
Наличиехлористых и других минеральных солей
Перегонка нефтей, содержащихсоли, становится невозможной из-за интенсивной коррозии аппаратуры, а такжеиз-за отложения солей в трубах печей и теплообменниках. В результате могутпрогореть печные трубы и возникнуть пожар, непрерывно повышаться давление насырьевых печных насосах вследствие уменьшения диаметра печных труб и, наконец,полностью прекратится подача сырья в печь.
Основным короддирующим факторомявляется присутствие хлоридов в нефти. При подогреве нефти до 120? С и выше вприсутствии даже следов воды происходит интенсивный гидролиз хлоридов свыделением сильно короддирующего агента – хлористого водорода HCl.
Гидролиз хлоридов идет согласноследующим уравнениям [5]:
MgCl2 + H2O= MgOHCl + HCl
MgCl2 + 2H2O= Mg(OH)2 + 2HCl
С повышением температуры скоростьгидролиза хлоридов значительно увеличивается. Из содержащихся в нефти хлоридовнаиболее легко гидролизируется хлористый магний, за ним следует хлористыйкальций и труднее всех гидролизируется хлористый натрий.
При перегонке сернистых нефтейсероводород реагирует с железом и образует не растворяемый в воде сульфиджелеза, который в виде тонкой пленки покрывает стенки аппаратов и, такимобразов, защищает аппаратуру от дальнейшего воздействия коррозии. Новыделившийся хлористый водород разлагает эту защитную пленку, при этомвыделяются новые порции сероводорода и образуется нерастворимое в водехлористое железо. В результате обнажается поверхность металла и протекаетинтенсивная сопряженная коррозия сероводородом и хлористым водородом.
Наличие значительного количестваминеральных солей в мазутах, которые представляют собой остаток при перегонкенефтей и используются в качестве котельного топлива приводит к отложению солейв топках, на наружных стенках нагревательных труб. Это приводит к снижениютеплоотдачи и, следовательно, к снижению коэффициента полезного действия печи.
Таким образом, переработка такихнефтей может осуществляться только после обязательного обессоливания иобезвоживания.
ГОСТ 21534 устанавливает дваметода определения хлористых солей в нефти: титрованием водного экстракта(метод А) и неводным поцентриометрическим титрованием (метод Б). Точностныезначения для методов представлены в таблицах № 2 и № 3. Таблица № 2
Значения точностиопределения хлористых солей по методу А
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3
Сходимость, мг/дм3 До 10 1.5 Св. 10 до 50 3.0 Св. 50 до 200 6.0 Св. 200 до 1000 25.0 Св. 1000
4% от среднего значения
Таблица № 3
Значения точностиопределения хлористых солей по методу Б
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3
Сходимость, мг/дм3 До 50 3 Св. 50 до 100 7 Св. 100 до 200 12 Св. 200 до 500 27 Св. 500 до 1000 50 Св. 1000 до 2000 100 Св. 2000
6% от значения меньшего результата
По ГОСТу 9965-76 концентрацияхлористых солей должна составлять 100,300 или 900 мг/дм3, взависимости от степени подготовки нефтей.
Давлениенасыщенных паров
Способность молекул жидкостивыходить через свободную поверхность наружу, образуя пар, называютиспаряемостью. Над поверхностью каждой жидкости вследствие испарения находитсяпар, давление которого может возрастать до определенного предела, зависящего оттемпературы и называемого давлением насыщенного пара. При этом давление пара ижидкости будет одинаковым, пар и жидкость оказываются в равновесии и парстановится насыщенным. При этом, число молекул, переходящих из жидкости в парравно числу молекул, совершающий обратный переход.
Давление насыщенных паров сповышением температуры растет. Образование насыщенных паров приводит к тому,что давление на свободной поверхности не может быть ниже давления насыщенныхпаров.
Для нефти и нефтепродуктов идругих сложных многокомпонентных систем давление насыщенного пара при даннойтемпературе является сложной функцией состава и зависит от соотношения объемовпространств, в которых находится пар и жидкость.
Давление насыщенных паровхарактеризует интенсивность испарения, пусковые качества моторных топлив исклонность их к образованию паровых пробок.
Содержание парафина
При транспортировании нефтей,содержащих парафин, по трубопроводам на их стенках, а также на деталяхоборудования часто откладывается парафин. Это объясняется как тем, чтотемпература стенок трубопровода может быть ниже, чем у перекачиваемой жидкости,так и тем, что частицы парафина, выделившиеся из нефти вследствие высокойконцентрации или колебания температуры на различных участках трубопровода,прилипают к его стенкам. Это приводит к уменьшению эффективного сечения труб иоборудования, что в свою очередь требует повышения давления в насосов дляподдержания необходимого расхода (объема протекающей жидкости) и может привестик снижению производительности всей системы.
Таким образом, знание содержанияв нефтях и нефтепродуктах количества парафина и температуры его массовойкристаллизации позволяет определить технологический режим эксплуатациимагистральных трубопроводов.
ГОСТ 11851-85 регламентирует дваметода определения парафина. Метод А заключается в предварительном удаленииасфальто-смолистых веществ из нефти, их экстракции и адсорбции, и последующеговыделения парафина смесью ацетона и толуола при температуре минус 20оС.При использовании метода Б предварительное удаление асфальто-смолистых веществосуществляется вакуумной перегонкой с отбором фракций 250-550оС ивыделение парафина растворителями (смесь спирта и эфира) при температуре минус20оС.
Точность метода А представлена втаблице № 6 Таблица№ 6
Сходимость ивоспроизводимость метода А определения парафина в нефти
Массовая доля парафина в нефти, % Сходимость, % от среднего арифметического Воспроизводимость, % от среднего арифметического До 1.5 19 68 Св. 1.5 до 6.0 18 68 Св. 6 17
67
Расхождение между двумяпараллельными определениями по методу Б не должны превышать значений, указанныхв таблице №.7 Таблица№ 7
Точность определенияпарафина по методу Б
Массовая доля парафина в нефти, % Допускаемые расхождения До 2 0.2% от массы фракций 250-500? С Св. 2
10% от значения меньшего результата