Термодинамические свойства нефти и нефтепродуктов

13.11.2020 - 14.11.2020

Тема урока: «Свойства нефтей и нефтепродуктов»

Цели урока:

Задачи:

Образовательные: углубить и расширить знания учащихся о способах использования продуктов нефтепереработки на примере химических процессов – перегонки, крекинга и реформинга, пиролиза, гидроочистки.

Развивающие :  Сравнивать, обобщать, делать выводы; развитие информационной компетентности; расширить представление о значимости нефти, практически во всех сферах жизни. 

Воспитательные: Создать условия работы в коллективе и индивидуально, воспитывая тем самым ответственность перед выполнением заданий, добросовестность.

Тип урока : комбинированный.

 

Ход урока:

Основные физико-химические и термодинамические свойства нефтей

В настоящее время промысловая подготовка нефти и газа представляет сложные физико-химические процессы с применением достижений науки и техники, для управления которыми и выполнения технологических расчетов необходимо иметь основные данные о физико-химических свойствах нефти, ее характеристике и попутных газов.

1 Плотность .

Очень часто нефти одного и того же месторождения имеют разную плотность, что объясняет характер их залегания и фракционный состав. С появлением возможности испарения легких фракций в естественных условиях плотность нефти возрастает. Нефти с парафиновым основанием имеют меньшую плотность, чем с нефтеновым. Наибольшая плотность у нефтей с большим содержанием ароматических углеводородов.

Как и для природного газа плотностью нефти является масса единицы ее объема.

где m – масса жидкости, кг, V – объем жидкости, м³.

Определение плотности смеси при стандратных условиях, если известны составы смеси нефтепродукта определяется по алгоритму аналогичному для природного газа.

Существенно влияет на плотность нефти температура:

где ρ _t и ρ₂₀ – плотность газа при искомой температуре и стандартных условиях, кг/м³, t – температура перекачивания продукта, ⁰С, α – коэффициент объемного расширения, зависящий от температуры нефтепродукта.

 

Молекулярная масса (молекулярный вес).

Одна из основных физико-химических величин, характеризирующих нефть и нефтепродукт.

Молекулярная масса сырой нефти является средней величиной молекулярных масс компонентов смеси. Молекулярная масса возрастает с повышением температуры кипения фракций.

Если известны молекулярные концентрации компонентов, входящие в состав нефтяной смеси, то молекулярную массу находят по уравнению:

где М _і – молекулярная масса і-компонента, х _і – молекулярная концентрация компонента в смеси.

Для определения молекулярной массы пользуются эмпирической формулой Б.П. Воинова:

,

а для нефтепродуктов парафинового ряда:

где t – средняя температура кипения, зависящая от температуры кипения отдельных компонентов нефтяной смеси, а,b,c - постоянные химической природы рассматриваемых фракций.

 

Постоянная	Характеризирующий фактор К
	10,0	10,5	11,0	11,5	12,0
а	56	57	59	63	99
b	0,23	0,24	0,24	0,225	0,18
с	0,0008	0,0009	0,001	0,00115	0,0014

 

Характеризирующий фактор принимают по формуле:

где ρ – плотность нефтепродукта, кг/м³, Т – средняя молекулярная температура кипения нефтепродукта, К.

Средняя молекулярная температура кипения нефтепродукта (⁰С) определяется по формуле:

где m – молекулярная масса компонента нефти, t – температура кипения соответствующего компонента.

 

Вязкость.

Один из главных параметров, характеризирующий газ или жидкость – свойство всякой среды оказывать сопротивление при движении одной ее части относительно другой.

В технологических расчетах оперируют понятиями динамической (измеряется в пуазах) и кинематической вязкостей (отношение динамической вязкости к плотности смеси, измеряется в стоксах (сотая часть – сантистокс)).

Для сравнительной характеристики нефтей отдельных месторождений, скважин или нефтепродуктов применяют понятие условной вязкости по Энглеру – отношения времени истечения определенного объема рассматриваемой жидкости ко времени истечения такого же объема воды (выражается в градусах ⁰ВУ).

С повышением температуры вязкость жидкости уменьшается, а с повышением давления – увеличивается.

Упругость паров

Упругостью паров жидкости называют давления паров данной жидкости, находящихся в равновесии с ней. При двухфазной системе в условиях равновесия не происходит ни конденсации паров в жидкость, ни испарения последней, т.е. при динамическом равновесии число молекул, переходящих в единицу времени из жидкой фазы в паровую, равно числу молекул, перешедших из паровой фазы в жидкую.

С повышением температуры упругость паров повышается и достигает своего максимума, когда содержание паров в единице объема доходит до предельной величины, т.е. при условии насыщенности.

Увеличение числа молекул, стремящихся выйти из связанного состояния, вызывает увеличение числа их ударов об ограничивающие поверхности, что вызывает повышение давления. Это наблюдается, когда жидкость находится в закрытой емкости. Когда нет жидкости, увеличение давления газов с повышением их температуры является следствием объемного расширения. Жидкость закипает, когда упругость паров оказывается равной внешнему давлению. Каждой температуре соответствует определенная упругость паров.

Давление, развиваемое парами нефти, определяют как сумму парциальных давлений отдельных компонентов, входящих в ее состав. Поэтому на практике упругость паров нефти и нефтепродуктов определяют экспериментальным путем по одному из существующих способов:

- статическому;

- динамическому;

- методом изотерм.

Для углеводородных компонентов чаще всего используют формулу Ашворта для определения давления упругости паров:

где

где Т, Т₀ – температура кипения при определенном давлении и атмосферном давлении, ⁰С, Р – упругость насыщенных паров при температуре Т, кгс/см².

- или формулу Кокса:

где t – необходимая температура, ⁰С, А и С – эмпирические константы.

 

Летучесть (фугетивность).

Упругость паров зависит не только от температуры, но и от давления.

Такая корректировка упругости паров на давление в литературе приобрела название фугетивности (летучести). Летучесть характеризирует стремление компонента смеси в зависимости от давления и температуры перейти из одной фазы в другую. Кроме того эта величина характеризирует отклонение поведения реального газа от законов идеального.

Реальные газы по своим свойствам приближаются к идеальным в процессах, происходящих при высоких температурах и очень низких давлениях, близких к вакууму. И, наоборот, с повышением давления и понижением температуры отклонение возрастает, что объясняется тем, что газы и пары стремятся занять как можно больший объем. Если же такой возможности нет, газ стремиться занять меньший объем, что сопровождается повышением давления, отсюда следует, что летучесть как и упругость паров, определяют в единицах давления.

Для компонента жидкой фазы летучесть определим по формуле:

где f ^/ - летучесть компонента в жидкой фазе при данном давлении, f ₀ – летучесть того же компонента при давлении р_і^/ и определенной температуре насыщенного пара компонента і, V_ж – объем одного моля компонента в жидком состоянии при данной температуре

где М – молекулярная масса компонента, ρ _t – плотность компонента в жидком состоянии при определенной температуре t.

 

Термодинамические свойства нефти и нефтепродуктов

Основу большинства технологических расчетов нефтезаводской и нефтепромысловой аппаратуры составляют данные о тепловых свойствах нефтей и ее продуктов: теплоемкости, теплосодержании, скрытой теплоте парообразования, теплопроводности, теплоты сгорания и др.

 

Теплоемкость

Теплоемкостью называют отношения количества тепла, поглощенного системой при каком-либо процессе, к соответствующему повышению температуры. Удельной теплоемкостью называют количество тепла (в ккал), необходимое для подогрева 1 кг вещества на 1⁰С. Значение теплоемкостей отдельных нефтей довольно близки между собой. С изменением температуры теплоемкость изменяется, поэтому в практике отличают истинную теплоемкость при данной температуре и среднюю в интервале температур от t₁ до t₂. Зависимость истинной теплоемкости от температуры и плотности описывает формула Крэга:

где с_t – теплоемкость при температуре t в ккал/кг∙⁰С; ρ – плотность нефти или ее продукта при 15⁰С.

Если при нагревании 1 кг нефти от температуры t₁ до t₂ было затрачено q ккал, то теплоемкость:

, ккал/кг∙⁰С.

Теплота парообразования

Теплотой парообразования называется количество тепла, которое необходимо сообщить 1 кг жидкости, чтобы превратить ее в пар. При этом часть энергии расходуется на преодоление межмолекульных сил взаимного притяжения в жидкости, а другая – на преодоление работы, совершаемой выделяющимися парами. Теплоту парообразования для углеводородов определяют по правилу Трутона:

где М – молекулярная масса жидкости, l – скрытая теплота парообразования, Т – абсолютная температура кипения жидкости, К – константа Трутона, величина которой для большинства углеводородов и смесей находится в пределах 20-22.

 

---

Дата добавления: 2020-11-29; просмотров: 131; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

---

---

Мы поможем в написании ваших работ!