МОЛЯРНАЯ МАССА ЖИДКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ. Молярная масса товарной нефти


МОЛЯРНАЯ МАССА ЖИДКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

1.1. Молярная масса. В СИ необходимо четко различать безразмерную величину - молярную массу М с единицей СИ - килограмм на моль (кг/моль) и дольными единицами. Численные значения относительной молекулярной массы и молярной массы, выраженной в граммах на моль (килограммах на киломоль), совпадают. В нефтезаводских расчетах обычно используют единицу измерения молярной массы килограмм на киломоль (кг/кмоль).

Для нефти, нефтяных фракций и нефтепродуктов под понятием "молярная масса" подразумевается ее среднее значение, которое находится экспериментально или расчетом по эмпирическим зависимостям.

С повышением температуры кипения нефтяных фракций молярная масса растет. Эта закономерность лежит в основе формулы Б.М.Воинова [2, 3] для определения молярной массы М нефтяной фракции.

Для парафиновых углеводородов и узких бензиновых фракций она записывается в виде

или

.

Более точные результаты дает эта формула с учетом характеризующего фактора К:

или

(1.3)

По формуле (1.3) можно определить молярную массу фракций, выкипающих до 350°С со средней относительной ошибкой 5%.

Зависимость между молярной массой и плотностью выражает формула Крэга:

Молярную массу смеси рассчитывают по правилу аддитивности исходя из известного состава и молярных масс компонентов,

 

ЛИТЕРАТУРА для расчета

2. Сарданашвили А.Г., Львова А.И. Примеры и задачи по технологии переработки нефти и газа.-М.:Химия, 1980.-256с.

3. Эрих В.Н., Расина М.Г., Рудин М.Г. Химия и технология нефти и газа-Л..-Химия, 1985.-424с.

Похожие статьи:

poznayka.org

1. Физико-химические свойства пластовой нефти. Условные компоненты пластовой нефти. Молярный объём нефти, примеры.

Основные физико-химические свойства пластовой нефти:

  1. Давление насыщения пластовой нефти газом Ps – равновесное давление, при котором пластовая нефть в процессе ее изотермического расширения (при пластовой температуре) переходит в двухфазное состояние (газ-жидкость).

  2. Плотность пластовой нефти -отношение массового потока пластовой нефти к объёмному потоку через выделенное сечение, или отношение массы выделенного объема нефти к данному объёму.

  3. Температура кристаллизации парафинов – температура, при снижении которой при данном давлении начинает кристаллизоваться парафин.

  4. Вязкость нефти - сопротивление течению.

  5. Удельная теплоёмкость С – количество тепла нефти, выделившегося при снижении температуры на один градус одного килограмма нефти (удельная).

  6. Растворимость газа в пластовой нефти – количество газа, растворённое в 1 кг нефти.

  7. Температура пластовой нефти Т.

Условные компоненты пластовой нефти в отличии от индивидуальных веществ представляют собой многокомпонентные смеси (части дегазированной нефти-фракции), которые характеризуются сравнительно узким диапозоном температур кипения (10-25 С) от начала кипения до тоемпературы полного ее выкипания. Существует известный произвол в выделении условных компонентов нефти.

Пример таблицы с Условными компонентами

Индивидуальные и условные компоненты нефти

Унифицированные номера компонентов (по их летучести)

Тип компонента 9 10 11 12 13 14 15 16

Компоненты

Индивидуальные iС5Рh22 nC5h22 У6 У7 У8 У9 У10 Унч

УК С6 УК С7 УК С8 УК С9 УК С10 УК Снч

Условные УК С5 - УК С6 УК С7 УК С8 УК С9 УК С10 УК Снч

Уi – многокомпонентные смеси (фракции нефти) с известными (заданными) их характеристиками:

-температурой начала и конца кипения фракции

-молярной массой

-плотностью

Молярный объём нефти (VM) – отношение объёма нефти к ее количеству

VM ≡ V/n ≡ Q/ñ, м3/моль

Для пластовой нефти в первом приближении можно принять, что VM = 100-300 см3/моль.

2. Физико-химические свойства нефтяного газа. Зависимость свойств нефтяного газа в системах сбора от состава пластовой нефти.

Нефтяной газ – смесь газа пластовой нефти, который выделился из неё при данных термобарических условиях, и паров пластовой нефти и воды.

Основные физико-химические свойства нефтяного газа:

  1. Плотность газа г– отношение массы газа к его объёму

  2. Молярный объём нефтяного газа Vм – отношение объёма газа к его количеству

  3. Молярная масса нефтяного газа Мг – отношение массы газа к его количеству

  4. Абсолютная влажность нефтяного газа C’’в, pt – массовая концентрация паров воды в нефтяном газе при термобарических условиях PT

  5. Температура нефтяного газа

  6. Вязкость газа г –сопротивление движению газа

В зависимости от компонентного состава пластовой нефти свойства нефтяного газа могут сильно изменяться. Например, при большом содержание азота или метана, газ будет лёгким, плотность и вязкость его будут небольшими. При большом содержании в нефти жирных газов, например, пропана или бутана, вязкость и плотность нефтяного газа будут больше.

studfiles.net

horoshko.Zbornik_Zadach_po_Ximii_I_Gazy - Стр 2

1.7 При каталитическом крекинге масляной фракции получены про-

дукты:

 

Молярная масса,

 

Массовое содержание, %

 

кг/кмоль

 

 

Газ

11,2

32

Бензин

32,7

105

Легкий газойль

36,9

218

Тяжелый газойль

19,2

370

Определить молярные доли компонентов.

1.8 Дана смесь двух бензиновых фракций самотлорской нефти,

имеющих следующие характеристики:

Массовое содержание,

 

Молярная масса,

 

кг/кмоль

%

Фракция 105-120°С

103

30

Фракция 120-140°С

112

70

Найти среднюю молярную температуру кипения смеси.

1.9 Определить молярную температуру кипения масляного погона, если известен его состав:

 

 

 

Молярная доля

Фракция 420-436°С

 

 

0,45

 

Фракция 436-454°С

 

 

0,30

 

Фракция 454-470°С

 

 

0,25

 

1.10 Имеется смесь двух нефтяных фракций:

 

 

Молярная мас-

Плотность ρ,

 

Молярная доля

 

са, кг/кмоль

кг/м3

 

Фракция 180-210°С

168

 

806

 

0,34

Фракция 210-230°С

182

 

833

 

0,66

Найти объемный состав и среднюю молярную температуру кипения смеси.

1.2 ПЛОТНОСТЬ. МОЛЯРНАЯ МАССА

Плотность. Для нефти или нефтепродукта плотность является важнейшей физической величиной, определяемой отношением массы вещества к его объему. В качестве единица плотности в СИ применяют килограмм на кубический метр (кг/м3) и дольные единицы. На практике чаще используют относительную плотность. Относительная плотность жидкого нефтепродукта− это безразмерная величина, представляющая собой отношение его истинной плотности к плотности дистиллированной воды, взятых при определенных температурах. При этом относительная

плотность обозначается символом ρtt2 , гдеt1 − температура воды, °С (К),t2

1

− температура нефтепродукта, °С( К). В Советском Союзе стандартными приняты температуры: для воды 4°С, для нефтепродукта 20°С (ρ420 ). В

США, Англии и некоторых других странах стандартные температуры для нефтепродукта и воды одинаковы − 15,6°С (ρ1515 ).

Известно, что плотность уменьшается с ростом температуры. Для большинства нефтей и нефтяных фракций эта зависимость носит линейный характер и определяется формулой Д.И.Менделеева.

ρ4t = ρ420 −α(t −20),

где ρ4t − относительная плотность при температуреt;ρ420 − относительная

плотность при 20°С; α −средняя температурная поправка относительной плотности на один градус.

Значения температурной поправки даны в прил.1 Формула Д.И.Менделеева применима в сравнительно узком интер-

вале температур от 0 до 50°С для нефтепродуктов, содержащих относительно небольшие количества твердых парафинов и ароматических углеводородов. Плотность жидких нефтепродуктов при высоких температурах можно определить по графику (рис.1.1) и номограммам (прил.2 и 3). Указанные номограммы дают хорошие результаты при давлении до 1,5 МПа.

Рисунок 1.1 – Зависимость относительной плотности жидких нефтепродуктов от температуры

Пример 1.4 Определить относительную плотность жидкой нефтяной фракции при 100°С, если ееρ420 = 0,811.

Решение. Воспользуемся графиком (см. рис.1.1), который позволяет по известной плотности найти любую другую. На оси абсцисс отложим значение плотности 0,811. Из полученной точки А восставим перпендикуляр до пересечения с горизонталью, соответствующей температуре 20°С, при которой определена заданная плотность (точкаВ). Из точкиВ параллельно ближайшей наклонной кривой проводим линию до пересечения с горизонталью, соответствующей искомой температуре (точкаС). Опустив из точкиС перпендикуляр на ось абсцисс (точкаD), находим требуемую плотность

ρ4120 = 0,755 .

В некоторые формулы, применяемые в практических расчетах нефтезаводских процессов, входит значение плотности ρ1515 . Пересчитать ее можно следующим образом:

ρ420= ρ1515−5α.

(1.2)

Плотность является аддитивным свойством, поэтому при смешении различных нефтепродуктов смеси может быть легко определена. В зависимости от способа выражения состава смеси для расчета применяются следующие уравнения:

по заданным массам компонентов

m

ρсм = Σ(mi /ρi );

по массовым долям

1

ρсм = Σ(xi /ρi );

по объемным долям

ρсм= ΣxVi ρi.

Если состав выражен в молярных долях, их следует вначале пересчитать в массовые доли и затем определить плотность смеси.

Молярная масса. В СИ необходимо четко различать безразмерную величину− молярную массуМ с единицей СИ− килограмм на моль (кг/моль) и дольными единицами. Численные значения относительной молекулярной массы и молярной массы, выраженной в граммах на моль (килограммах на киломоль), совпадают. В нефтезаводских расчетах обычно используют единицу измерения молярной массы килограмм на киломоль (кг/кмоль).

Для нефти, нефтяных фракций и нефтепродуктов под понятием "молярная масса" подразумевается ее среднее значение, которое находится экспериментально или расчетом по эмпирическим зависимостям.

С повышением температуры кипения нефтяных фракций молярная масса растет. Эта закономерность лежит в основе формулы Б.М.Воинова [2, 3] для определения молярной массы М нефтяной фракции.

Для парафиновых углеводородов и узких бензиновых фракций она записывается в виде

M = 60+0,3tср.м +0,001tс2р.м

или

M = 52,63−0,246Тср.м +0,001Тс2р.м .

Более точные результаты дает эта формула с учетом характеризующего фактора К:

M = (7K −21,5)+(0,76−0,04)tср.м +(0,0003K −0,00245)tс2р.м

или

M = (40,28K −411,6)+(2,0977−0,208K)Tср.м +(0,0003K −0,00245)Tс2р.м (1.3)

По формуле (1.3) можно определить молярную массу фракций, выкипающих до 350°С со средней относительной ошибкой 5%.

Пример 1.5 В качестве сырья каталитического риформинга для получения ксилолов используется узкая бензиновая фракция120-140°Сплотностьρ420 = 0,7513 . Из-

вестно содержание (в молярных долях) в сырье 5-градусныхфракций:120-125°С−

0,20; 125-130°С− 0,24;130-135°С− 0,30;135-140°С− 0,26.

Найти среднюю молярную массу сырья.

Решение. Вначале определим средние арифметические температуры кипения

5-градусныхфракций:

 

 

 

 

 

t1

=

120 +125

=122,5°C;

t2

=

120 +130

=127,5°C;

t3 =132,5°C;

 

 

2

 

 

 

2

 

 

t4 = 137,5°C.

Найдем среднюю молярную температуру кипения сырья:

tср.м = Σxi/ ti = 0,20 122,5+0,24 127,5+0,30 132,5+0,26 137,5=10,6°C.

Пересчитаем ρ420 наρ1515 (формула 1.2):

ρ1515 = 0,7513+5 0,000831= 0,7554.

Используя формулу (1.1), определим характеризующий фактор:

K = 1,2163 130,6+273=11,9. 0,7554

Теперь можно подсчитать среднюю молярную массу сырья по формуле (1.3):

M= (7 11,9−21,5)(0,76−0,04 11,9)130,6+(0,0003 11,9−0,00245)(130,6)2 =

=117,99 ≈118кг/кмоль.

Зависимость между молярной массой и плотностью выражает формула Крэга:

44,29ρ15 M = 1,03 −ρ1515 .

15

Молярную массу смеси рассчитывают по правилу аддитивности исходя из известного состава и молярных масс компонентов,

M = ΣM x/ ,

M =

1

.

 

i i

 

Σ(xi /Mi )

 

 

 

 

Пример 1.6 Смешали 27 кг масляной фракции I (ρ420 = 0,8647 ) и 63 кг масляной фракции II (ρ420 = 0,8795 ). Определить молярную массу смеси.

Решение. Найдем плотность ρ1515 для фракции I:

ρ1515 = 0,8647+5 0,000686= 0,8681,

для фракции II

ρ15

 

= 0,8795+ 5 0,00067= 0,8829.

 

 

 

15

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

По формуле (1.4) определим молярную массу каждой фракции:

 

M1

= 44,29 0,8681

= 237,5кг /кмоль;

M2 = 44,29 0,8829

=

265,8кг/кмоль.

 

 

1,03 − 0,8681

 

 

 

 

1,03 −0,8829

 

 

Зная количество фракций, определим их массовые доли:

 

 

x =

 

27

= 0,3;

x

 

=

63

= 0,7.

 

 

 

2

 

 

 

1

27 +63

 

27 +63

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Молярная масса смеси

M =

 

 

1

 

= 256,6Кг/кмоль.

 

0,3

+

0,7

237,5

265,8

 

 

 

ЗАДАЧИ

1.11Нефть находится в резервуаре при температуре 12°С. Определить ее плотность (относительную) в данных условиях, если ρ420 = 0,8675.

1.12При перекачке нефти по нефтепроводу ее температура изменяется от 8 до 15°С. Найти относительную плотность нефти в начальной и конечной точках транспортировки, если ее ρ420 = 0,851.

1.13Нефть закачали в резервуар при температуре 15°С; плотность, определенная нефтеденсиметром, составила 0,845. На следующий день температура нефти поднялась до 25°С. Определить ее плотность при этой температуре.

1.14Дизельная фракция 180-230°Сна выходе из холодильника ат-мосферно-вакуумнойтрубчатки (установка АВТ) имеет температуру 30°С. Найти ее относительную плотность при этой температуре, еслиρ420 = 0,8364 .

1.15Самотлорская нефть имеет плотность при 20°С 852,5 кг/м3. Определить ее относительную плотностьρ1515 .

1.16Плотность керосинового дистиллята (фракция 120-230°С)при температуре 27°С равна 805 кг/м3. Найтиρ1515 .

1.17Бензиновая фракция ( ρ420 = 0,7486 ) нагревается в теплообменни-

ке от 30 до 52°С. Определить изменение относительной плотности этой фракции.

1.18 В топливный бак автомобиля залили при температуре 5°С 30 л бензина А-76(ρ420 = 0,7650 ). Определить массу заправленного в этих условиях бензина.

1.19Средняя молярная температура кипения легкой нефтяной фракции равна 97°С, характеризующий фактор − 12,3. Определить ее относительную плотностьρ420 .

1.20Температура 50%-гоотгона нефтепродукта равна 145°С. Найти егоρ1515 , если К=11,3.

1.21Мазут выходит из колонны К-2атмосферной трубчатки (установка АТ) с температурой 330°С. Определить его плотность при этой температуре, если известныρ420 = 0,961 иК=10,1.

1.22Дизельная фракция ( ρ420 = 0,845,К=11,3) нагревается в промежу-

точном теплообменнике до 210°С. Найти ее плотность при этой температуре.

1.23 Для проведения испытаний приготовили пробу бензина, состоящего из 5 кг прямогонной бензиновой фракции ( ρ420 = 0,769 ) и 15 кг бензина каталитического крекинга (ρ420 = 0,7623 ). Определить относительную плотность (ρ420 ) полученной смеси.

1.24Для получения товарного масла смешивают две масляные фракции в соотношении 1:3 (по объему). Их относительные плотности ( ρ420 ) равны соответственно 0,8793 и 0,8576. Найтиρ420 смеси.

1.25Найти молярные массы прямогонных бензиновых фракций, если их средние температуры кипения tср.м равны 115°С и 132°С.

1.26Компонент дизельного топлива имеет среднюю молярную температуру кипения 274°С, его характеризующий фактор 10,8. Рассчитать молярную массу компонента.

1.27Бензин-растворительБР-1"Галоша" характеризуетсяtср.м=97°С

иК=12,5. Какова его молярная масса?

1.28Плотность авиакеросина при 20°С составляет 776 кг/м3. Определить его среднюю молярную массу.

1.29Для летнего дизельного топлива ρ420 = 0,8546 . Какова его моляр-

ная масса?

1.30Эталонная смесь приготовлена из изо-октанаин-гептана,взятых в отношении 9:1 по массам. Найти среднюю молярную массу смеси.

1.31Проба товарного бензина состоит из следующих компонентов:

 

Число молей

Молярная масса,

 

кг/кмоль

 

 

Прямогонная фракция

21

108

Бензин каталитического крекинга

46

131

Алкилат

33

119

Определить среднюю молярную массу бензина.

1.3 ДАВЛЕНИЕ НАСЫЩЕННЫХ ПАРОВ. КРИТИЧЕСКИЕ И ПРИВЕДЕННЫЕ ПАРАМЕТРЫ. ФУГИТИВНОСТЬ

Давление насыщенных паров. Под давление насыщенных паров понимают давление, развиваемое парами, находящимися над жидкостью в условиях равновесия при определенной температуре. При проведении практических расчетов исходя из допущения, что при испарении узкой нефтяной фракции состав паровой и жидкой фаз существенно на меняется, т.е. давление насыщенных паров зависит только от температуры. На этом базируются различные формулы [1], из которых чаще других используется формула Ашворта

lg(ρнI

−3158)= 7,6715−

2,68 f (T )

,

(1.5)

 

 

f (T0 )

 

 

где ρнI − давление насыщенных паров при температуреТ, Па;Т0 – средняя

температура кипения фракции при атмосферном давлении, К. Функция температур f(T) иf(T0) выражается уравнением

f (T)=

1250

−1.

T 2

+108000−307,6

 

Значения функции при различных температурах даны в прил.4.

Формула Ашворта дает достаточно хорошие результаты, однако применима только при атмосферном давлении.

Пример 1.7 Определить давление насыщенных паров узкой бензиновой фракции при 150°С, если средняя температура кипения этой фракции составляет 95°С.

Решение. Для подсчета давления насыщенных паров воспользуемся формулой Ашворта (1.5).

Определим вначале по прил.4 значение функции f(T) иf(T0) для температур 150°С и 95°С, причем для температуры 95°С с помощью интерполяции:f(T)=4,48 иf(T0)=5,73.

Найденные значения подставляем в формулу (1.5):

lg(ρн

−3158)= 76715−

2,68 4,48

=5,576;

lg(ρн −3158)=5,576.

 

i

5,73

 

i

 

 

 

По таблицам антилогарифмов или с помощью микрокалькулятора определяем:

ρн −3158=376704;

ρн −3158=376704+3158=379862Па.

i

i

При необходимости пересчета давления насыщенных паров с одной температуры на другую или средней температуры кипения нефтепродукта при изменении давления используют номограммы (прил.5, 6). Номограмма прил.5 известна также как график Кокса, применимый для узких нефтяных фракций.

Пример 1.8 Средняя температура кипения узкой бензиновой фракции при атмосферном давлении (≈1 105 Па) составляет 127°С. Найти ее температуру кипения при давлении 2 105 Па.

Решение. На графике Кокса (прил. 5) находим точку с координатами 105 Па и 127°С (400 К). Из найденной точки проводим равноудаленную от двух соседних лучей прямую до пересечения с вертикалью, соответствующей давлению 2 105 Па. Из полученной точки проводим горизонталь, параллельную оси абсцисс, до пересечения с осью ординат, на которой получим точку, соответствующую температуре 151°С (424 К). Эта температура и является температурой кипения фракции при давлении 2 105 Па.

Пример 1.9 При вакуумной разгонке нефтяного остатка в стандартном аппаратеАРН-2при давлении 133,3 Па была получена фракция196-213°С.Каковы пределы выкипания этой фракции при атмосферном давлении?

Решение. Воспользуемся номограммой прил. 6. На правой шкале отметим остаточное давление 133,3 Па (1 мм рт.ст.), на левой – температуры начала и конца кипения фракции при данном давлении. Тогда на средней шкале получим точки, соответствующие температурам кипения при атмосферном давлении: 400°С и 420°С.

Таким образом, искомая фракция выкипает в пределах 400-420°Спри атмосферном давлении.

Критические и приведенные параметры. При определенных зна-

чениях температуры и давления двухфазная система (жидкость – пар) может переходить в однофазную (пар), которая характеризует критическое состояние вещества. Температуру и давление, соответствующие этому состоянию, называют критическими. Для многих индивидуальных углеводородов они известны и приведены в различных литературных источни-

ках [4, 5].

Приближенно критические параметры нефтяных фракций определяют с помощью графика (рис.1.2) по известным молярным массам, средним температурам кипения и относительной плотности.

Рисунок 1.2 – График для определения критических температур и давлений нефтепродуктов разной плотности

Более точно критическую температуру Ткр (в кельвинах) и давление

ρкр (в паскалях) можно найти по уравнениям:

 

Ткр=355+0,97а+0,00049а2;

(1.6)

 

T

 

105

(1.7)

ρкр= k p

М .

 

кр

 

 

 

Константы а иkp, входящие в уравнения (1.6) и 1.7), рассчитываются по формулам:

а = (1,8Тср.м −359)ρ1515 ;

kкр =5,53+0,855t70 −t10 , 60

где t10, t70 – температуры отгона 10 и 70% нефтепродукта по ГОСТ2177-82,°С.

Константа kp имеет численные значения для парафиновых углеводородов5,0-5,3;нафтеновых 6,0; ароматических6,5-7,0;нефтепродуктов прямой перегонки6,3-6,4[2].

При определении константы а вместо средней молярной температуры кипения нефтяной фракции приближенно можно взять температуру ее5-%-гоотгона. Последняя также входит в упрощенную формулу подсчета критической температуры [1]:

Ткр=1,05Тср+146.

При расчете тепловых и некоторых других свойств нефтепродуктов применяют так называемые приведенные температуру и давление.

Приведенная температура (Тпр) представляет отношение температуры нефтепродукта (Т, К) в заданных условиях его критической тем-

пературе (Ткр, К):

Тпр=Т/Ткр.(1.8)

Приведенное давление (ρпр) – это отношение давления в системе (ρ, Па), в которой находится нефтепродукт, к его критическому давлению (ρкр, Па):

Пример 1.10 Керосиновый дистиллят самотлорской нефти имеет фракционный состав: 10% - 132°С, 50% - 180°С, 70% - 203°С. Его плотностьρ420 = 0,7945 , молярная

масса М=156 кг/кмоль. Рассчитать критические температуру и давление дистиллята. Решение. Критическую температуру находим по формуле (1.6), предвари-

тельно подсчитав ρ1515 и константуа.

ρ1515 = 0,7945+5 0,000778= 0,7984.

Примем вместо Тср.м температуру50%-гоотгона, выразив ее в кельвинах. Тогда

а=(1,8453-359)0,7984=364,4иТкр=355+0,97364,4-0,00049364,42=643,4 К. Критическое давление найдем по формуле (1.7), определив вначале константуkp.

k p =5,53+0,855203 −132 = 6,54; 60

ркр = 6,54 643,4 105 = 2697331Па ≈ 2,4МПа. 156

Пример 1.11 Определив приведенные температуру и давление для бензиновой

фракции ( ρ1515 = 0,75 ;tср.м=100°С) при 150°С и 2МПа.

Решение. Найдем вначале по графику (см. рис.1.2) критические параметры бензиновой фракции

tкр=275°С;ркр=3,16МПа.

По формулам (1.8) и (1.9) определим приведенные параметры:

Тпр=

150 +273

= 0,77;

рпр=

2

= 0,63.

275 +273

3,16

 

 

 

 

Фугитивность. Нефтепродукты и их пары не всегда являются идеальными системами. При невысоких давлениях и повышенных температурах они подчиняются законам Рауля и Дальтона

рн xi/ = pyi/ или

y/

=

= ki ,

(1.10)

 

i

i

 

xi/

p

 

i

 

 

 

 

где xi/ , yi/ – молярная доляi-гокомпонента в жидкой и паровой фазе;pн

 

 

 

 

 

i

давление насыщенных паров i-гокомпонента, Па;р – общее давление в системе, Па;ki – константа фазового равновесия.

Большие давления и низкие температуры вызывают более или менее значительное отклонение от идеального состояния, и в расчетные формулы необходимо вводить поправки. В этих случаях выражение для константы фазового равновесия (1.10) можно записать в виде

ki= fiж / fiп или fiж xi/ = fiп yi/ .

Здесь величины fi ж иfi п представляют собой фугитивность

жидкости и ее паров. Фугитивность измеряется в тех же единицах, что и давление, и заменяет его в уравнениях идеального состояния. Это позволяет использовать последние для реальных газов и жидкостей.

В общем случае фугитивность является функцией приведенных температуры и давления. Для практических целей фугитивность находят по графикам [1, 2, 6, 7], один из которых приведен на рис.1.3.

Рисунок 1.3 – График для определения коэффициента фугитивности (сжимаемости) нефтепродуктов

Ось ординат этого графика представляет собой отношение фугитивности к реальному давлению:

z=f/p. (1.11)

Безразмерная величина z носит название коэффициента фугитивности. Иногда его называют коэффициентом сжимаемости [7]. Хотя коэффициент сжимаемости имеет несколько иной физический смысл, при проведении приближенных расчетов можно допустить равенство названных коэффициентов.

Пример 1.12 Найти фугитивность фракции62-85°Спри 220°С и 2,5 МПа. Критические параметрыtкр=247°С иркр=3,56МПа.

Решение. Определим приведенные температуру и давление:

Тпр=

220

+273

= 0,95;

рпр=

2,5

= 0,7.

247

+273

3,56

 

 

 

 

По графику (см. рис.1.3) находим коэффициент сжимаемости z=0,57. По формуле (1.11) фугитивность равнаf=zp=1,43 МПа.

Пример 1.13 Определить константу фазового равновесияk длян-пентанапри 115°С и 1,2 МПа. Его критические параметры:tкр=0,57 2,5=3,34 МПа.

Решение. Найдем фугитивность для паровой фазы н-пентана.Приведенные

параметры

 

 

 

115 +273

 

 

 

 

1,2

 

Т

пр

=

= 0,82;

р

пр

=

= 0,36.

197,2 +273

3,34

 

 

 

 

 

 

По графику (см. рис.1.3) определим z=0,76 иfп=0,76 1,2=0,91 МПа.

studfiles.net

Молекулярная масса нефтяных фракций и нефтепродуктов

Семинар 4

Молекулярная масса (М.М.) является важнейшей физико-химической характеристикой вещества. Молекулярная масса нефтяных фракций и нефтепродуктов как смеси дает понятие об относительной молекулярной массе «средней» молекулы из числа молекул, входящих в их состав. Молекулярная масса, как и плотность, является опорной характеристикой, используемой для расчета других показателей, таких например, как молекулярная рефракция. Знание М.М. необходимо при определении структурно-группового состава нефтяных фракций и нефтепродуктов. В случае смесей химических соединений, каковыми являются фракции нефти и нефтепродукты, М.М. складывается из М.М. отдельных компонентов. М.М. широко используется для расчетов аппаратуры нефтеперерабатывающих заводов. М.М. сырых нефтей находится в довольно широких пределах, но чаще всего значение ее соответствует интервалу 220 – 300. М.М. нефтяных фракций увеличивается с повышением температуры кипения фракции. М.М. нефтяных остатков и их составных частей определить с большей вероятностью трудно, т.к. они склонны к структурообразованию и образованию устойчивых надмолекулярных структур.

Существует ряд методов определения М.М., однако в нефтяной практике наиболее широкое распространение получил криоскопический метод, основанный на измерении понижения температуры замерзания растворителя при добавлении к нему исследуемого вещества.

Для разбавленных растворов справедливо правило Рауля – Вант – Гоффа, согласно которому осмотическое давление прямо пропорционально молярной концентрации, а между концентрацией молекул растворенного вещества С (г-моль вещества на 1000 г чистого растворителя) и понижением температуры начала кристаллизации t бесконечно разбавленного раствора существует зависимость:

t = K . C

где: t – разность между температурами замерзания чистого растворителя и раствора нефтепродукта в растворителе, оС;

K – криоскопическая постоянная (константа), или молекулярная депрессия, определяемая свойствами только одного растворителя и зависящая от его абсолютной температуры затвердевания и скрытой теплоты плавления.

Если в 1000 г чистого растворителя растворено m г вещества, то m=С .М, тогда  t = K . m /М, а молекулярная масса М=K .m / t.

Величину  t определяют экспериментально, как разность между температурой замерзания раствора исследуемой фракции нефти в растворителе и температурой замерзания чистого растворителя. В нефтяной практике наиболее часто в качестве растворителя используют бензол или нафталин, к чистоте которых предъявляются очень жесткие требования. В криоскопическом методе используется дифференциальный термометр Бекмана, позволяющий определять не саму температуру, а ее изменение (до 0,01оС). Криоскопический метод определения М.М. не свободен от погрешностей, т.к. в основе лежит закон Рауля, применимый к сильно разбавленным растворам. Поэтому истиную М.М. можно определять только в сильно разбавленных растворах.

Более перспективным является электрометрический метод измерения температурной депрессии, где исключены погрешности, связанные с использованием термометра Бекмана. Применение полупроводникового сопротивления (термистора) позволяет регистрировать изменение температуры в зависимости от изменения сопротивления (1оС = 100 Ом), т.е. изменение сопротивления на 0,1 Ом позволяет регистрировать изменение температуры на 0,001оС.

studfiles.net

удельная масса товарной нефти - это... Что такое удельная масса товарной нефти?

 удельная масса товарной нефти

Тематики

  • нефтегазовая промышленность

EN

  • tank stock specific gravity

Справочник технического переводчика. – Интент. 2009-2013.

  • удельная масса органического удобрения
  • удельная масса турбонасосного агрегата ЖРД

Смотреть что такое "удельная масса товарной нефти" в других словарях:

  • Масса — 2.5. Масса масса машины, представленной на испытание. Источник: ГОСТ 27248 87: Машины землеройные. Метод определения положения центра тяжести оригинал документа …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • Сорт нефти Light Sweet — (Лайт Свит) Марка нефти Light Sweet это сорт, который ... заполнить Нефть марки Light Sweet, подробная характеристика West Texas Intermediate, исторические цены и котировки на West Texas Intermediate Содержание — это марка , известная также …   Энциклопедия инвестора

  • Нефть — У этого термина существуют и другие значения, см. Нефть (значения). Нефть ? Основной состав Сn …   Википедия

  • Природный газ — Природный газ  смесь газов, образовавшихся в недрах Земли при анаэробном разложении органических веществ. Природный газ относится к полезным ископаемым. Природный газ в пластовых условиях (условиях залегания в земных недрах) находится в… …   Википедия

  • Метил-трет-бутиловый эфир — Метил трет бутиловый эфир …   Википедия

  • Толуол — Общие Химическая формула C6H5 Ch4 …   Википедия

  • Метилбензол — Толуол Общие Химическая формула C6H5Ch4 Молярная масса 92,14 г/моль Физические свойства …   Википедия

  • Растворитель 646 — Толуол Общие Химическая формула C6H5Ch4 Молярная масса 92,14 г/моль Физические свойства …   Википедия

  • определение — 2.7 определение: Процесс выполнения серии операций, регламентированных в документе на метод испытаний, в результате выполнения которых получают единичное значение. Источник …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • показатель — 3.7 показатель (indicator): Мера измерения, дающая качественную или количественную оценку определенных атрибутов, выведенную на основе аналитической модели, разработанной для определенных информационных потребностей. Источник …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

technical_translator_dictionary.academic.ru

Молярная масса узких нефтяных фракций

    Молярная масса М- фундаментальная константа химических веществ, важная как для индивидуальных углеводородов, так и для узких нефтяных фракций. Она легко рассчитывается по их химической формуле и атомным массам элементов, входящих в состав молекул. Применительно к нефтяным системам, представляющим многокомпонентные смеси (растворы) углеводородов, под М подразумевается средняя молярная масса (кг/кмоль), т.е. мольная масса гипотетического углеводорода, имеющего усредненные (например, среднемольные) значения элементного состава, стандартной температуры кипения Г",, и плотности pf. Экспериментальное определение М для нефтяных систем с неизвестной молекулярной структурой основано, как известно, преимущественно на криоскопических методах. [c.44]     Ниже в табл. 3.1 приведены рассчитанные и экспериментальные значения М для трех по содержанию серы типов нефтей. Видно, что предложенная модель для расчетов молярной массы углеводородных смесей применительно к узким нефтяным фракциям характеризуется достаточной для инженерных расчетов адекватностью. [c.46]

    Рассмотрим теперь применимость предлагаемой математической модели для определения углеводородного состава узких нефтяных фракций и распределения их р" по фракциям нефтей. Надо отметить, что по отношению к нефтяным системам, представляющим непрерывные углеводородные смеси, термин идентификация неприменим в буквальном смысле этого понятия. Под этим термином следует понимать установление тождественности по молекулярной структуре узкой нефтяной фракции и гипотетического гибридного углеводорода. Это означает определение степени различия по молекулярной структуре узких нефтяных фракций от соответствующего им по молярной массе н-алканов. [c.50]

    Из обзора зарубежной и отечественной литературы следует вывод о том, что из предложенноро к началу XXI века чрезмерного обилия методов моделирования и расчетов ФХС ни один не удовлетворяет современным и перспективным требованиям информационной технологии по теоретической обоснованности, степени адекватности и универсальности применения. На наш взгляд, основной причиной неудач теоретической и прикладной химии по проблемам моделирования ФХС является игнорирование классической теории химического строения А.М. Бутлерова, которая гласит, что ФХС веществ зависят не только от химического состава, но и от химического строения их молекул. Надо отметить, что для оценки влияния химического строения (конституции) молекул на их ФХС нет количественной меры измерения. Разумеется, одной лишь информации об элементном составе и молярной массе узких нефтяных фракций абсолютно недостаточно для идентификации углеводородов, содержащихся в нефти. Так, по молярной массе нельзя отличить н-алканы от изоалканов или от алкенов, цикланов и аренов, хотя все они состоят только из углерода и водорода. [c.14]

    В соответствии с П. 2 и приняв в качестве аналоговых веществ н. алканы нами вводится удобное для моделирования ФХС Ув. С. новое понятие относительное изомольное свойство (К з) — показатель, численно равный отношению характеристических констант рассматриваемого углеводорода (или узкой нефтяной фракции) и н. алкана с идентичной молярной массой, принятого в качестве эталонного вещества. Из этого определения следует  [c.45]

chem21.info

удельная масса товарной нефти - это... Что такое удельная масса товарной нефти?

 удельная масса товарной нефти
  1. tank stock specific gravity

Русско-английский словарь нормативно-технической терминологии. academic.ru. 2015.

  • удельная масса биогазовой установки
  • удельная массовая радиоактивность

Смотреть что такое "удельная масса товарной нефти" в других словарях:

  • удельная масса товарной нефти — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN tank stock specific gravity …   Справочник технического переводчика

  • Масса — 2.5. Масса масса машины, представленной на испытание. Источник: ГОСТ 27248 87: Машины землеройные. Метод определения положения центра тяжести оригинал документа …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • Сорт нефти Light Sweet — (Лайт Свит) Марка нефти Light Sweet это сорт, который ... заполнить Нефть марки Light Sweet, подробная характеристика West Texas Intermediate, исторические цены и котировки на West Texas Intermediate Содержание — это марка , известная также …   Энциклопедия инвестора

  • Нефть — У этого термина существуют и другие значения, см. Нефть (значения). Нефть ? Основной состав Сn …   Википедия

  • Природный газ — Природный газ  смесь газов, образовавшихся в недрах Земли при анаэробном разложении органических веществ. Природный газ относится к полезным ископаемым. Природный газ в пластовых условиях (условиях залегания в земных недрах) находится в… …   Википедия

  • Метил-трет-бутиловый эфир — Метил трет бутиловый эфир …   Википедия

  • Толуол — Общие Химическая формула C6H5 Ch4 …   Википедия

  • Метилбензол — Толуол Общие Химическая формула C6H5Ch4 Молярная масса 92,14 г/моль Физические свойства …   Википедия

  • Растворитель 646 — Толуол Общие Химическая формула C6H5Ch4 Молярная масса 92,14 г/моль Физические свойства …   Википедия

  • определение — 2.7 определение: Процесс выполнения серии операций, регламентированных в документе на метод испытаний, в результате выполнения которых получают единичное значение. Источник …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • показатель — 3.7 показатель (indicator): Мера измерения, дающая качественную или количественную оценку определенных атрибутов, выведенную на основе аналитической модели, разработанной для определенных информационных потребностей. Источник …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

normative_ru_en.academic.ru