5. Молекулярный вес

Поскольку нефть и ее фракции не являются индивидуальными веществами, то говорить можно только об их среднем молекулярном весе, величина которого зависит от молекулярных весов индивиду­альных соединений и количественного соотношения их в нефти.

Молекулярный вес нефтяных фракций увеличивается по мере возрастания температуры их кипения.

Экспериментально молекулярный вес определяется криоскопическим и эбуллиоскопическим методами.

Криоскопический метод определения молекулярного веса какого-либо вещества основан на понижении температуры за­мерзания раствора этого вещества по сравнению с температурой за­мерзания чистого растворителя. В качестве растворителя легких фракций нефти обычно употребляют бензол, а более высокомолеку­лярных фракций — нафталин, камфару.

Эбуллиоскопический метод основан на повышении температуры кипения раствора вещества по сравнению с температу­рой кипения чистого растворителя. Обычно он применяется при анализе легких фракций. В качестве растворителей используются бензол, нитробензол и некоторые другие вещества.

Расчет молекулярного веса ведется по формуле:

M=K^.g^.1000 / G^.Δt,

где К — криоскопическая (К_кр) или эбуллиоскопическая (К_э6) кон­станта растворителя;

g — масса растворенного исследуемого вещества;

G — масса растворителя;

Δt — понижение температуры замерзания (Δt_з) или повышение температуры кипения (Δt_к).

6. Физические свойства нефти

6.1. Плотность

Для индивидуального химического соединения ха­рактерна совокупность постоянных физических свойств. Нефть же является не только смесью многих индивидуальных соединений, но и смесью переменного состава. Поэтому следует помнить, что физические свойства нефти являются специфическими параметрами, характер­ными для каждой данной нефти. Тем не менее определение некото­рых физических свойств нефти имеет большое значение. Такие свой­ства, как плотность, температурные пределы кипения, температура застывания, показатель преломления и др., дают первую, хотя и гру­бую характеристику нефти и ее товарных качеств.

Плотность определяется количеством покоящейся массы, заключенной в еди­нице объема. В Международной системе единиц измерения (СИ) единицей плотности является килограмм на кубический метр (кг/м³).

На практике чаще имеют дело с безразмерными величинами, т. е. отношением плотности вещества к плотности воды при +4°С (при этой температуре плотность воды наибольшая). Относительная плотность обозначается символами с двумя индексами: верхний отно­сится к температуре вещества, нижний — к температуре воды: ρ₄²⁰. Плотность зависит от температуры: с повышением температуры эта величина уменьшается из-за теплового расширения веществ.

Методы определения ρ: с помощью ареометра и пикнометра — маленькой колбочки, имеющей метку определенного объема при определенной температуре.

Рисунок 7 — Ареометр Рисунок 8 — Пикнометр

Если определение плотности проводилось не при стандартной температуре (+20°С), необходимо привести эту величину к стандарт­ной. Для этого существуют таблицы поправок, вычисленных по сле­дующей формуле:

ρ₄²⁰ = ρ₄^t + γ (t-20),

где γ — поправка плотности при изменении температуры на 1°С;

t — температура опыта, °С.

Однако следует помнить, что для большинства нефтепродуктов такая линейная зависимость справедлива лишь в интервале темпера­тур от 0 до 50°С, и даже в этом случае она иногда дает отклонения, особенно в отношении сильно ароматизированных нефтей. Поэтому наиболее точные значения можно получить лишь при непосредствен­ном определении плотности в стандартных условиях.

Для большинства нефтей величина относительного удельного веса и относительной плотности находится в пределах 0,750–1,000. Лишь как исключение встречаются нефти плотностью меньше 0,750 и густые асфальтообразные нефти, плотность которых превышает 1,000. В каждом месторождении обычно можно встретить и легкие и тяжелые нефти. Различие в плотности нефтей связано с различием в количест­венном соотношении углеводородов отдельных классов; так, нефти с преобладанием метановых углеводородов легче нефтей, богатых ароматическими углеводородами. Плотность смолистых веществ неф­ти выше 1,000, поэтому чем больше их в нефти, тем выше ее плотность. С другой стороны, чем больше в нефти растворено газов, тем она легче. При фракционной разгонке нефти плотность отдельных фракций возрастает вместе с повышением температур кипения этих фракций. Общая плотность нефти зависит от соотношения количества легкокипящих и тяжелых фракций. Легкие нефти содержат, как правило, преобладающее количество легкокипящих компонентов (бензина, керосина), а тяжелые нефти — более значительные количества тя­желых компонентов (масел, смол и т. п.) и меньшее количество легких. Поэтому плотность нефти дает первое приближенное представле­ние о ее составе.