Динамическая вязкость природных битумов Татарии

⇐ ПредыдущаяСтр 6 из 9Следующая ⇒

Показатель	Месторождения
Показатель	Ахматское	Ашальчинское	Покровское

Содержание асфальтенов, % Содержание смол силикагелевых, % Вязкость, мПа·с 8 ⁰С * 20 ⁰С 40 ⁰С 60 ⁰С 80 ⁰С 90 ⁰С	21,9 27.5 43400 13240 2020 420 135 80	8,9 22,4 21090 5780 920 260 130 60	9,3 26,9 20720 4065 730 180 75 50

* Температура битумного пласта.

Например, ромашкинская карбоновая нефть при температуре 20⁰С имеет вязкость 150 мПа·с. Такую вязкость природные битумы имеют при температуре выше 60⁰С.

Согласно унифицированной программе исследования для нефти определяют кинематическую (или динамическую) вязкость при температурах от 0 до 50⁰С (через 10⁰С). Для маловязкой нефти определение начинают с –20⁰С. Для керосиновых дистиллятов определяют кинематическую вязкость при 20 и – 40⁰С. Для дизельных – при 20⁰С, для масляных – при 40, 50 и 100⁰С. Для остатков, выкипающих выше 350⁰С, определяют условную вязкость при 50, 80 и 100⁰С.

На вязкость нефти и нефтепродуктов существенное влияние оказывает температура. С ее понижением вязкость увеличивается. Вязкостно-температурные свойства нефтепродуктов зависят от их фракционного и углеводородного состава. Наименьшей вязкостью и наиболее пологой кривой вязкости обладают алифатические углеводороды. Наибольшей вязкостью и наиболее крутой кривой вязкости – ароматические (особенно би - и полициклические) углеводороды.

Важным эксплуатационным показателем в химмотологии топлив и масел является прокачиваемость. Прокачиваемость моторных масел и топлив для газотурбинных и котельных установок существенно зависит от их вязкости.

Например, количество бензина вязкостью 0,65 мм²/с, поступающего в двигатель за одну минуту, составляет 100 г, а бензина вязкостью 1,0 мм²/с – 95 г. В технических требованиях на товарные топлива и смазочные масла предусмотрены соответствующие ограничения значения вязкости. Так, топлива для быстроходных дизелей должны иметь кинематическую вязкость при 20⁰С в пределах 1,5 – 6,0 мм²/с.

С понижением температуры высоковязкие нефти, природные битумы и остаточные нефтепродукты (мазут, гудрон) могут проявлять аномалию вязкости, так называемую структурную вязкость. При этом их течение перестает быть пропорциональным приложенному напряжению, т.е. они становятся неньютоновскими жидкостями. Причиной структурной вязкости является содержание в нефти и нефтепродукте смолисто-асфальтеновых веществ и парафинов. При определенной температуре эти компоненты

приводят к образованию дисперсных систем (надмолекулярных структур). Усилие, которое необходимо для разрушения надмолекулярной структуры неньютоновских жидкостей, называется пределом упругости.

Кинематическую вязкость узких нефтяных фракций можно рассчитать, используя зависимость Вольтера, по средней температуре кипения фракции:

lg lg ( ν + 0,8) = 2,96 (3,696 - lgT ) (1 + t _кип / 100) – 4,763,

где: ν – вязкость при заданной температуре, мм²/с;

t – средняя температура кипения фракции, ⁰С;

Т – температура, К⁰.

Кинематическую вязкость при 20ºС и 50⁰С прямогонных фракций (керосиновая, дизельная, газойлевая), имеющих плотность ρ₄²⁰ = (0,77–0,90) сернистой и высокосернистой нефти, можно рассчитать по следующим зависимостям:

ln ln (ν₂₀ + 0,5) = 14,83ρ₄²⁰ – 12,035 ;

ln ln (ν₅₀ + 0,35) = 17,25ρ₄²⁰ – 14,535 .

Условную вязкость при 80 и 100⁰С прямогонных остатков, имеющих плотность ρ₄²⁰ = 0,94 – 0,99, рассчитывают по формулам:

ln ВУ₈₀ = 37,82 ρ ₄ ²⁰ – 34,06;

ln ВУ₁₀₀ = 33,68 ρ ₄ ²⁰ – 30,81.

Перевод кинематической вязкости нефтепродуктов в градусы условной вязкости можно выполнить, используя следующие приближенные зависимости:

для ν = 1 –120 мм²/с ν _t = 7,31ВУ _t – 6,31 / ВУ _t ;

для ν >120 мм²/с ν _t = 7,4ВУ _t или ВУ _t = 0,135 ν _t .

Для оценки вязкостно-температурных свойств масел имеются соответствующие зависимости для расчета температурного коэффициента вязкости (ТКВ) и индекса вязкости (ИВ).

ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА № 4

ТЕМА: Определение кинематической вязкости (ГОСТ 33-82)

ЦЕЛЬ: Измерить время истечения объема испытуемой жидкости под влиянием силы тяжести

Приборы и реактивы

1. Вискозиметр стеклянный типа ВПЖТ, ВНЖТ или ВПЖ, ВНЖ;

2. Термостат;

3. Резиновая трубка;

4. Водоструйный насос или резиновая груша;

5. Секундомер.

Ход работы

Испытание проводят в капиллярных стеклянных вискозиметрах. Для проведения анализа подбирают вискозиметр с таким диаметром капилляра, чтобы время истечения жидкости составляло не менее 200 с. При этом используют вискозиметры типа ВПЖТ-1, ВПЖТ-2, ВНЖТ (ГОСТ 10028-81) Допускается использование вискозиметров типов ВПЖ-1, ВПЖ-2, ВПЖ-4, ВНЖ (ГОСТ 10028-81). В лабораторной практике наиболее распространены вискозиметры Пинкевича типа ВПЖТ-4 и ВПЖТ-2.

Чистый сухой вискозиметр заполняют нефтью (нефтепродуктом). Для этого на отводную трубку 3 надевают резиновую трубку. Далее, зажав пальцем колено 2 и перевернув вискозиметр, опускают колено 1 в сосуд с нефтью (нефтепродуктом) и засасывают нефть (нефтепродукт) с помощью резиновой груши, водоструйного насоса или иным способом до метки М₂, следя за тем, чтобы в нефти (нефтепродукте) не образовалось пузырьков воздуха. Вынимают вискозиметр из сосуда и быстро возвращают в нормальное положение. Снимают с внешней стороны конца колена 1 избыток нефти (нефтепродукта) и надевают на его конец резиновую трубку. Вискозиметр устанавливают в термостат (баню) так, чтобы расширение 4 было ниже уровня нефти (нефтепродукта). После выдержки в термостате не менее 15 мин. засасывают нефть (нефтепродукт) в колено 1, примерно до 1/3 высоты расширения 4. Соединяют колено 1 с атмосферой и определяют время перемещения мениска нефти (нефтепродукта) от метки М₁ до М₂ (с погрешностью не более 0,2 с).

Рис. 4 Вискозиметр

Если результаты трех последовательных измерений не отличаются более чем на 0,2 %, кинематическую вязкость ν, мм²/с, вычисляют как среднее арифметическое по формуле:

ν = Сτ,

где: С – постоянная вискозиметра, мм²/с²;

τ – среднее время истечения нефти (нефтепродукта) в вискозиметре, с.

Динамическую вязкость η, мПа·с, исследуемой нефти (нефтепродукта) вычисляют по формуле:

η = ν ρ,

где: ν – кинематическая вязкость, мм² /с;

ρ – плотность при той же температуре, при которой определялась вязкость, г/см³.

Допускаемые расхождения последовательных определений кинематической вязкости от среднего арифметического значения не должны превышать следующих значений:

Температура измерения, ⁰С	-60 ÷ 130	-30 ÷ 15	15 ÷150
Допускаемое расхождение, %	±2,5	±1,5	±1,2

Контрольные вопросы

1. Как и почему меняется вязкость при повышении температуры?

2. Что такое структурная вязкость? Каковы основные причины её появления?

3. Какие жидкости называются ньютоновскими?

4. Что такое "динамическая вязкость", "Кинетическая вязкость"?

5. Перечислите единицы измерения динамической и кинетической вязкости.

6. Что такое "условная вязкость"?

7. Что называют текучестью?

8. Что называют пределом упругости?

9. Как классифицируют нефти по динамической вязкости?

V . ТЕМПЕРАТУРА ЗАСТЫВАНИЯ

Температура, при которой нефть или нефтепродукт, в стандартных условиях теряют подвижность, называется температурой застывания. Нефть и нефтепродукт, из-за многокомпонентности состава, не имеют столь четкой точки температуры застывания, как для температуры кристаллизации индивидуальных веществ. Температура застывания нефти изменяется в довольно широких пределах: от – 62 до + 35⁰С. Экстремальные значения температуры застывания имеют мало парафиновая эхабинская нефть (- 62⁰С) и высоко парафиновая тасбулатская нефть (+35⁰С). От температуры застывания нефти и нефтепродуктов зависят условия их транспортировки, хранения и эксплуатации.

На температуру застывания нефти и нефтепродуктов существенное влияние оказывает содержание парафинов, способных при соответствующих температурах к структурированию и образованию ассоциантов (надмолекулярных структур). С увеличением молекулярной массы углеводородов (особенно н-алканов) их ассоциирующая способность возрастает, и соответственно с утяжелением нефтяных фракций (бензиновая → дизельная → масляная → остаточная) повышается его температура застывания. С позиций физико-химической механики нефтяных дисперсных систем температура застывания нефти (нефтепродукта) определяется как переход из свободно - дисперсного состояния в связанно-дисперсное (твердое) состояние. На формирование и устойчивость надмолекулярных структур в нефти и нефтепродуктах при низких температурах можно влиять веществами, называемыми депрессаторами. К природным депрессаторам относятся смолисто - асфальтеновые вещества.

В химмотологии температуру, при которой в топливе невооруженным глазом обнаруживают кристаллы - твердые углеводороды, называют температурой начала кристаллизации.

Температура помутнения – это температура, при которой топливо в условиях испытания начинает мутнеть. Температуру помутнения определяют визуально или оптическим методом. Следует иметь в виду, что если топливо содержит воду, то при охлаждении оно мутнеет из-за выпадения кристаллов льда.

Показатели низкотемпературных свойств товарных топлив нормируют. Так, температура застывания топлива марки 3 – зимнее, для быстроходных дизелей должна быть не выше – (35-45)⁰С, а температура помутнения – (25-35)⁰С. Самые жесткие ограничения имеют топлива для реактивных двигателей – их температура начала кристаллизации не должна превышать - 55⁰С.

Температуру застывания рекомендуется определять только после термообработки нефти для исключения "тепловой предыстории" пробы и выявления зависимости ее от химического состава нефти. При определении

температуры застывания предварительную обработку нефти (нефтепродукта) проводят при 50⁰С. Эта температура соответствует в среднем температуре плавления твердых углеводородов (парафина), выделенной из различной нефти. Таким образом, проводя термообработку, мы приводим исходные пробы нефтяных дисперсных систем в одинаково стабильное состояние.

ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА № 5

Дата добавления: 2019-07-15; просмотров: 363; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

⇐ Предыдущая 1 2 3 4 567 8 9 Следующая ⇒

Мы поможем в написании ваших работ!