Загальні поняття про нафту 2 страница

зі спалюванням газу:

1 – газове ущільнення; 2 – дисковий живильник; 3 – реторта; 4 – змішувальна камера;

5 – електростатичний змішувач; 6 – відцентровий сепаратор; 7 – повітродувник

Зони: А – охолодження продуктів розпаду керогена; B – сухої перегонки;

C – спалювання газу; D – теплообміну

Додаткове тепло, потрібне для сухої перегонки, виходить під час згоряння рециркульованих газів і деякої частини вуглистих відкладень, що залишаються на зональній частині сланця, що виходить. Гази нагрівають сланець у зоні, розташованій безпосередньо над місцем введення повітря у реторту, до 480°С або вище. У цьому разі кероген термічно розкладається, виділяючи пари сланцевої смоли і горючі гази. Горючі гази з парами сланцевої смоли, просуваючись вгору, охолоджуються свіжим сланцем, що поступає зверху, виводяться з реторти і прямують у систему охолоджування і розділення. Розділення сланцевої смоли здійснюється шляхом пропускання охолодженої пари і газів через спеціальний холодильник, звідки частина горючого газу повертається в реторту сухої перегонки. Решта частини газу з теплотою згорання 2930-3770 кДж/м³ використовується як низькокалорійне паливо.

Під час сухої перегонки сланців утворюється і вода у кількості 8-20 л на тону породи. Пари виводяться з реактора з общин потоком. Велика їх частина конденсується разом з парами сланцевої смоли. Після відділення вода містить різні органічні та неорганічні речовини, які повинні бути видалені перед її подальшим використанням для гасіння зольної частини сланця, що виводиться з реторти після розкладання керогена. Піч, використовувана у процесі Paraho, аналогічна реторті для сухої перегонки сланця, але оснащена розподільними гратами, що дозволяють нагнітати газ для нагрівання вмісту реторти на різних рівнях.

Процес компанії TOSCO (рис. 1.11) використовує піч непрямого нагрівання, у якій тепло сланця передається через нагріті керамічні кулі. Порода подрібнюється, заздалегідь підігрівається і прямує у завантажувальний пристрій печі з керамічними кулями, нагрітими газами, що відходять. Піч, де протікає піроліз сланця, - це барабан, що обертається, у якому порода нагрівається керамічними кулями до 480°С за рахунок конвекції і випромінювання. Відбувається розкладання керогена з утворенням пари сланцевої смоли і газів. На зольному залишку зберігаються вуглисті відкладення. Продукти, що виходять з печі, прямують для відокремлення керамічних куль від зольної частини сланця. Гарячі пари газу прямують у колонку, в якій суміш частково конденсується і розділяється на воду, сланцеву смолу і горючий газ з теплотою згоряння близько 3300 кДж/м³.

Рис. 1.11. Схема процесу TOSCO

Відокремлені керамічні кулі прямують елеватором у підігрівач, в якому вони нагріваються до 670°С спалюванням частини горючого газу, що отримується в процесі, й повер­таються у цикл.

Відокремлювана вода використовується для гасіння золь­ної частини сланця. Заздалегідь вона очищується. На тону сланця, що переробляється, доводиться 8-19 л води. На установці продуктивністю 7950 м³/добу сланцевої смоли, що переробляє горючий сланець із змістом по Фішеру 95 л смоли на тону, утворюється 650-1600 м³ води на добу.

Підземна переробка сланців. Ряд нафтових компаній і Гірське бюро США протягом декількох років проводили експерименти з підземного виробництва сланцевої смоли. Для цього горючі сланці безпосередньо в пласті нагрівалися до температури сухої перегонки 450-540°С шляхом спалювання частини сланця або введенням горючих газів, наприклад природного газу, або перегрітої водяної пари як теплоносія.

Основною перевагою підземної переробки горючих слан­ців є те, що в цьому випадку виключається необхідність його видобування, транспортування до установки сухої перегонки і видалення зольної частини, що залишається після сухої перегонки сланця як відхід.

Під час наземної переробки сланців доводиться видобувати з надр дуже велику кількість породи. Наприклад, для виробництва одного кубометра сланцевої смоли з горючого сланця, що містить 95 л її на тонну, необхідно видобути, транспортувати і подрібнити 6,3-9,4 т породи. Для забезпечення роботи установки з виробництва 15,9 тис. м³ сланцевої смоли на добу необхідно щодоби подавати на установку 150 тис. т подрібненого сланця.

На найбільших у світі шахтах з підземної переробки щодобова продуктивність складає 60 тис. т, а з відкритим видобуванням у кар’єрі – близько 300 тис. т/добу. 80% що переробляється наземним способом горючого сланця йде у відхід, як зольний залишок. Трудність видалення відходу зростає у зв’язку з тим, що його об’єм є приблизно на 12% більшим за об’єм горючою сланця.

Для підземної сухої перегонки горючого сланця необхідним є спосіб проникнення у пласт і нагнітання теплоносія, що забезпечувало би піроліз керогена безпосередньо в пласті.

Горючий сланець має низьку теплопровідність (подібно до вогнетривкої цеглини). У зв’язку з цим доводиться користуватися ефективним тепловим потоком.

У одному з випробуваних методів підземної сухої перегонки в горючому сланці були пробурені свердловини, аналогічні тим, якими у даний час користуються для заводнювання або нагнітання газу в нафтові колектори. Такі схеми зазвичай складаються з центральної нагнітальної свердловини, оточеної експлуатаційними, або продуктивними, свердловинами. Між свердловинами потрібно створити горизонтальні розриви з метою утворення проходів повітрю, що забезпечує горіння, або горючим газам і для переміщення пари сланцевої смоли до продуктивної свердловини. Інтервали між свердловинами залежать від природних розривів, відстані між розривами, характеру залягання пластів і загальної економіки.

Проникність родовищ горючих сланців дуже незначна або взагалі відсутня. Можливо, що найбільше значення при підземній переробці горючих сланців має забезпечення достатньої проникності родовища. Для цього можуть використовуватися вибухи (ядерні або звичайні), гідравлічні та електророзриви пласта, комбінації тих або інших методів і вимивання породи.

Недавно здобув популярність метод Герретта, що полягає у підземній підготовці родовища і сухій перегонці в ньому. Для його здійснення потрібний пласт горючого сланця достатньої потужності, розташований на достатній глибині. У цьому випадку 10-25% горючого сланця, що знаходиться в наміченій ділянці родовища, здобувається звичайним камерностовбовим способом і транспортується до установки для сухої перегонки. Потім на виробленні бурять вертикальні свердловини, набивають їх вибуховими речовинами, які підривають. Порожнистий простір заповнюється роздробленим сланцем, який піддається сухій перегонці під землею шляхом циркуляції через цей шар спалюваного газу або теплоносія у вигляді гарячих газів. Пари сланцевої смоли, що утворюються, і гази витягуються на поверхню для подальшої переробки.

Переробка сланцевої смоли. Сланцева смола відрізняється високою щільністю, середнім вмістом сірки, високим вмістом азоту і високим вмістом ненасичених вуглеводнів (табл. 1.6). В’язкість і температура застигання сланцевих смол вищі, ніж у багатьох нафтових фракцій з тією ж щільністю.

Таблиця 1.6

Властивості сланцевої смоли, отриманої в процесі TOSCO

і звичайної нафти

Параметри	Звичайна нафта	Сланцева смола, отримана в процесі TOSCO
Щільність, Н/м3 Вміст за масою: - сірки, % - азоту, % - нікелю, частин на млн. - ванадію, частин на млн. - миш’яку, частин на млн. В’язкість в універсальних секундах Сейболда за 37,8°С Коксованість за Конрадсоном, % за масою Бромисте число	8,063-9,659   0,04-4,1 0,01-0,65 (0,03-45)10-3 (0,002-348)10-3 (0-0,030) 10-3   31-1025 0,1-11,4 Дуже мале	9,218   0,8 1,9   4,6 49,5

Для того, щоб сланцеву смолу можна було транспортувати трубопрово-дами в холодну погоду, необхідно понизити її в’язкість і температуру застигання до певного рівня, а отже, буде потрібно використання таких додаткових процесів, як вісбрекінг, каталітичне гідроочищення або гідрокрекінг, які повинні здійснюватися на установці або поблизу установки сухої перегонки горючих сланців. Кажучи взагалі, виробництво задовільного автомобільного палива з горючих сланців пов’язане з глибшою переробкою і великими витратами, ніж виробництво відповідного автомобільного палива з нафти.

Вісбрекінг є процесом помірного крекінгу, за якого руйнуються важкі парафінові та олефінові молекули на молекули з меншою молекулярною масою. Тим самим знижується в’язкість і температура застигання сланцевої смоли. Цей процес виконує дві ролі: забезпечує задовільне перекачування продукту трубопроводами у холодну погоду і знижує витрати на перекачування протягом всього року.

Каталітичне гідроочищення сланцевої смоли в районі установки сухої перегонки сланців дозволяє виключити деякі процеси переробки, які довелося би проводити, якби сланцева смола в районі установки сухої перегонки піддавалася вісбрекінгу. Недоліком цього процесу є те, що для його здійснення потрібна значна кількість водню або, використання легкої частини продукту для виробництва водню. Каталітичне гідроочищення дозволяє понизити не тільки в’язкість і температуру застигання продукту, але і вміст сірки, азоту і донаситити ненасичені компоненти воднем.

Існує ціла низка процесів, що включають каталітичне гідроочищення, які можуть бути використані для підвищення якості сланцевої смоли. У програмах з охорони довкілля і видачі ліцензій від забруднень на переробку горючих сланців, розроблених спеціальною групою з горючих сланців Державної нафтової ради для технологічних процесів з переробки горючих сланців, передбачається схема, що включає фракціонування, сповільнене коксування і гідрокрекінг Ця схема розглядається нижче.

Згідно з цією схемою, сланцева смола підігрівається і частково випаровується, прямуючи у дистиляційну колону. У дистиляційній колоні в результаті фракціонування газ відбирається зверху колони, фракції лігроїну і легкого газойля – по висоті колони, а важкий залишок – знизу. Важкий залишок прямує на коксування. Виробництво коксу супроводжується термічним крекінгом сировини з утворенням пари газойля, лігроїну і газу.

Газ з дистиляційної колони прямує на очищення, під час якого відділяються сірководень, аміак, низькомолекулярні меркаптани, двоокис вуглецю і низькокиплячі сульфіди. Решта сірчистих з’єднань потім відділяється на установці для очищення від сірки.

Лігроїн і газойль піддаються гідроочищенню. При цьому відділяється сірка у вигляді сірководню, азот у вигляді аміаку і донасичуються ненасичені вуглеводні. Після гідроочищення отримують продукти з невеликим вмістом сірки, азоту, стабільні під час зберігання, які називають синтетичними нафтопродуктами.

Таблиця 1.6'

Властивості очищеної сланцевої смоли

Параметри	Значення
Щільність, Н/м3 Вміст за масою: - сірки, % - азоту, % Температура застигання, °С В’язкість в універсальних секундах (градусах) Сейболда за температури 37,8°С	7,963   0,005 0,035 нижче 10

Аміак і сірководень розділяються. Із сірководня на установці Клауса отримують елементну сірку.

2.4. Способи очищення палив

Паливні дистиляти, одержувані при перегонці нафти, не можуть бути використані безпосередньо як товарні палива, оскільки містять з’єднання, що значно погіршують їхню якість (кисневі, сірчисті та ін.). Бензини ж термічного крекінгу містять, окрім того, велику кількість маслостійких неграничних вуглевод­нів, здатних легко окислятися і полімеризуватися. У зв’язку з цим для одержання необхідних експлуатаційних властивостей палива очищають від небажаних компонентів та стабілізують.

Методи очищення можна розділити на хімічні, під час яких шкідливі з’єднання вступають у хімічні реакції з реагентом, що додається до палива, і фізичні, під час яких шкідливі з’єднання розчиняються або адсорбуються спеціальними речовинами. До хімічного відносять способи очищення сірчаною кислотою, лугами, плюмбитами, хлоридами металів і т.д., а до фізичних – застосування селективних розчинників і адсорбентів.

Під час дії на паливо сірчаною кислотою виходять продукти реакцій, що віддаляються у виді кислого гудрону, а потім випливають – обробка лугом (водяним розчином NaOH), промивання водою і відстоювання для видалення солей, що залишилися у паливі. За нормальної температури сірчана кислота не вступає в реакцію з парафіновими і нафтеновими вуглеводнями. Ароматичні вуглеводні, оскільки очищення палива ведеться невеликою кількістю сірчаної кислоти (0,2-0,8%), також практично зберігаються. Неграничні вуглеводні активно вступають у реакцію із сірчаною кислотою, тому для палив термічного крекінгу, що містять багато неграничних вуглеводнів, застосовують очищення тільки плюмбитами і хлоридами металів.

Очищення адсорбентами, в якості яких використовують відбілюючі ґрунти, основане на явищі адсорбції, тобто виборчому поглинанні окремих з’єднань, що знаходяться у продукті, який очищається. Очищення проводять, пропускаючи пари палива через спеціальний шар відбілюючого ґрунту, витрата адсорбенту при цьому складає 1-2% маси палива. Дослідженнями встановлено, що відбілюючі ґрунти діють також каталітично, викликаючи реакції полімеризації ненасичених вуглеводнів і частково реакції ізомеризації.

Гідрогенаційне очищення є найефективнішим способом очищення палива від сірчистих з’єднань та інших шкідливих домішок. Таке очищення здійснюється у присутності водню і каталізаторів.

Хімічну стабільність палив, що містять значну кількість неграничних вуглеводнів, підвищують, додаючи до них у дуже невеликих дозах спеціальні речовини – антиокислювачі, що гальмують процеси окислювання та осмолення. Як антиокислю­вачі застосовують а -нафтол, фенольні фракції деревної смоли (240-310°С), параоксидифенил.

2.5. Способи очищення масел

Масляні дистиляти, одержані перегонкою мазуту, через вміст низки з’єднань (смолисто-асфальтові речовини, органічні кислоти, що легко окисляються і полімеризуються неграничні вуглеводні) без відповідного очищення не можуть засто­совуватися як товарні масла. Найпоширенішими способами очищення масляних дистилятів служать кислотно-лужний, кис­лотно-контактний, селективний, а також процеси деасфальтизації і депарафінізації масел.

Кислотно-лужне очищення масел аналогічне відповідному очищенню палив, але для нього потрібно більше реагенту – сірчаної кислоти (від 3 до 6% для дистиляційних і до 7-10% для залишкових масел). Після відділення кислого гудрону масло обробляється водяним розчином лугу (NaOH), промивається водою для розчинення і видалення солей і потім просушується гарячим повітрям.

Кислотно-контактне очищення здійснюється після очи­щення масла сірчаною кислотою і полягає у тому, що масло йде не на лужне, а на контактне очищення відбілюючими глинами, в результаті якого відбувається адсорбування з масла полярно-активних компонентів, у тому числі органічних компонентів і сульфокислот, залишків сірчаної кислоти, кислого гудрону і т.д. У якості відбілюючих глин застосовуються гумбрин, зикеївська земля, силікагель та ін. Кількість адсорбенту під час очищення складає від 3 до 5% маси палива.

Селективне очищення припускає застосування спеціа­льних селективних (вибірково-діючих) розчинників, що не впли­ваючи на основні вуглеводні компоненти розчиняють небажані компоненти масел. При наступному відстоюванні розчин розша­ровується на рафинатний шар з очищеного масла та екстрактний, що є сумішшю розчинника і вилучених з масла шкідливих з’єднань. Екстрактну частину після очищення масла піддають розгонці; відігнаний розчинник може бути використа­ний повторно. В якості селективних розчинників застосовують фурфурол, фенол, нітробензол, технічний пропан та ін.

Деасфальтизацію застосовують, коли в маслі багато смо­листо-асфальтових речовин, що ускладнює сірчанокислотне або селективне очищення. Тому такі масла попередньо піддають деасфальтизації, яку проводять за допомогою спеціальних роз­чинників (зокрема, рідкого пропану), що осаджують смолисто-асфальтові речовини. Після видалення осаду масло направ­ляють на основне очищення.

Депарафінізація має на меті видалення з масляного дисти­ляту парафінистих нафтових вуглеводнів, що кристалізуються у разі зниження температури. Процес депарафінізації оснований на тому, що парафіни і церезини значно гірше розчиняються в деяких легких розчинниках, ніж основні вуглеводні масла, особливо за низьких температур. Депарафінізація звичайно завершує процес очищення масла.

2.6. Загальні показники фізико-хімічних і

експлуатаційних властивостей нафтопродуктів

Для успішного вирішення проблем якості та ефективного використання паливно-змащувальних матеріалів першочергове значення має оцінка їх властивостей. Вимоги до якості паливно-змащувальних матеріалів визначаються показниками якості, які вказані у нормативно-технічній документації. В хіммотології усі властивості нафтопродуктів поділяють за найважливішими ознаками на фізико-хімічні та експлуатаційні.

Фізико-хімічні властивості нафтопродуктів визначаються стандартними методами аналізів у лабораторних умовах. До цих показників відносять густину, випарність, температури спалаху, помутніння, застигання, вміст механічних домішок, води тощо.

Експлуатаційні властивості характеризують продукт безпосередньо у вузлі, агрегаті, механізмі. До них відносять детонаційну стійкість, схильність до нагаро-, лако- і осадкоутворень (стабільність), мийні, корозійні, протиспрацювальні та інші властивості.

Якість нафтопродуктів залежить не тільки від їх елементного і групового хімічного складів, способу одержання і очистки, але й від їх фізико-хімічних та експлуатаційних власти­востей. Не всі показники якості є рівноцінними. За одними можна проконтролювати відповідність даного нафтопродукту вимогам стандарту, а за іншими – реально уявити, якими будуть резу­льтати його застосування в експлуатації. Кожний з цих показників по-своєму важливий, тому сукупність їх дозволяє оцінити якість нафтопродуктів. Нижче наведені лише загальні показники якості фізико-хімічних та експлуатаційних властивостей нафтопродуктів.

Густина – це маса речовини, яка міститься в одиниці об’єму. В системі СИ густина вимірюється у г/см³, але на практиці найчастіше мають справу з безмірною величиною – відносною густиною, що є відношенням маси речовини, за температури визначення, до маси води за 4°С, коли їх об’єми є однаковими. Густина води за температури 4°С прийнята за одиницю.

У стандартах передбачається визначати відносну густину за 20°С (). У тих випадках, коли температура визначення густини відрізняється від 20°С одержане значення густини за t°С, приводять до стандартної за формулою:

(1.24)

де ν – температурна поправка на 1°С (знаходять за розрахунковими таблицями; змінюється у межах 0,000515-0,000910).

Визначають густину у виробничих умовах за допомогою нафтоденсиметрів (рис. 1.12), але існують й інші методи, які застосовують під час лабораторних випробувань (за допомогою пікнометрів, гідростатичних терезів).

Рис. 1.12. Нафтоденсиметри (ареометри):

а – з термометром; б – без термометра

Для визначення густини в’язких рідин, коли неможливий безпосередній замір за допомогою нафтоденсиметра, готують суміш рідини, густину якої досліджують, з розчинником відомої густини у відповідному співвідношенні (наприклад 1:2). Визначають густину суміші, а потім перераховують густину в’язкої рідини за формулою

-

(1.25)

де ρ_x, ρ_сум і ρ_розч – густина відповідно в’язкої рідини, суміші та розчинника.

Густина нафтопродукту – важливий його показник, її не­обхідно знати для обліку витрати і нормування нафтопродуктів у господарствах, оскільки отримують їх з нафтобази в одиницях маси (кг, т), а під час заправляння видають в об’ємних одиницях (л). Окрім того за густиною можна судити про вид нафтопродуктів та їх змішування між собою.

У табл. 1.7 подано значення густини деяких нафтопро­дуктів.

Таблиця 1.7

Густина нафтопродуктів

Вид нафтопродуктів	Густина, г/см3
Авіаційний бензин	0,70-0,725
Автомобільний бензин	0,735-0,750
Лігроїн	0,750-0,770
Тракторний керосин	0,820-0,835
Освітлювальний керосин	0,840
Дизельне паливо	0,835-0,860
Солярне масло	0,860-0,880
Дизельне моторне масло	0,890-0,920
Авіаційне масло	0,880-0,905
Карбюраторне моторне масло	0,910-0,930

В’язкість – це властивість рідини чинити опір взаємному переміщенню її шарів під дією зовнішньої сили. Зовнішньою ознакою в’язкості є ступінь рухомості рідини: чим меншою є в’язкість, тим рідина є рухомішою, і навпаки. В’язкість залежить головним чином від хімічного складу і температури нафтопродуктів. Розрізняють динамічну, кінематичну і умовну в’язкості.

Динамічна в’язкість (η) – коефіцієнт внутрішнього тертя. Одиницею вимірювання є Паскаль·секунда (Па·с), яка чисельно дорівнює опору, що виникає під час взаємного переміщення двох шарів рідини площею 1 м², віддалених на 1 м один від одного, зі швидкістю 1 м/с під дією сили в 1 Н. Допускається застосовувати одиницю Пауз – П(г/см²·с), 1 П = 0,1 Па·с.

Динамічну в’язкість вимірюють у ротаційному або капілярному віскозиметрах. Під час визначення динамічної в’язкості у капілярному віскозиметрі заміряють час витікання рідини через капіляр віскозиметра під дією певного тиску (не нижче 13,3 кПа). Динамічну в’язкість розраховують за формулою:

(1.26)

де с – постійна віскозиметра; τ – час витікання рідини; Р – середнє значення тиску за манометром.

Кінематична в’язкість – питомий коефіцієнт внутрішнього тертя, відношення динамічної в’язкості до густини, за тієї ж температури. Одиниця вимірювання – м²/с або мм²/с = 10^-6м²/с.

Таким чином, якщо динамічна в’язкість є коефіцієнтом внутрішнього тертя, то кінематична в’язкість є питомим коефіцієнтом внутрішнього тертя.

Кінематичну в’язкість нафтопродуктів зазвичай визначають за допомогою капілярних віскозиметрів ВПЖ-1, ВПЖ-2 та віскозиметра Пінкевича. Перший віскозиметр рекомендується для прозорих рідин за позитивних температур, а другий – для різних рідин у широкому діапазоні температур. Кінематична в’язкість палив дизельних швидкохідних двигунів нормується за 20°С, тихохідних – за 50°С, змащувальних моторних масел – за 100°С.

Визначення кінематичної в’язкості у капілярних віскозиметрах основано на тому, що в’язкість рідин прямо пропорційна часу протікання однакових їх кількостей через капіляр, який забезпечує ламінарність потоку.

Загальний вид віскозиметра Пінкевича показано на рис. 1.13. Для кожного віскозиметра, що відрізняються один від іншого діаметром капіляра, зазанчається його постійна С, яка є відношенням в’язкості ν_к20 (сСт) калібрувальної рідини за 20°С до часу Т_к20 (с) протікання цієї рідини під дією власної маси також за 20°С з об’єму 1 від мітки а до мітки б через капіляр 2 в розширення 3

(1.27)

Рис. 1.13. Схема капілярного віскозиметра Пінкевича

Для визначення в’язкості заданого нафтопродукту за температури t за допомогою даного віскозиметра, необхідно його постійну С помножити на час Т_t (с) протягом якого рідина з об’єму розширення 1 перетече від мітки а до мітки б, тобто

ν_t = CT_t. (1.28)

Кількість нафтопродукту для віскозиметра береться в об’ємі двох розширень 1 та 4.

Умовна в’язкість – величина, яка показує у скільки разів в’язкість нафтопродукту за температури вимірювання більша або менша за в’язкість дистильованої води за температури 20°С. Умовна в’язкість вимірюється у градусах умовної в’язкості (°ВУ).

Для переходу від умовної в’язкості до кінематичної використовують спеціальні таблиці або формулу

(1.29)

Умовну в’язкість знаходять за допомогою віскозиметра умовної в’язкості. Визначення базується на замірюванні часу витікання 200 мл нафтопродукту за певної температури. Умовну в’язкість підраховують за формулою

(1.30)

де τ ′′ – час витікання рідини, с; с" – постійна віскозиметра, с.

Від в’язкості палива залежать його прокачуваність, сумішоутворення і економічність роботи двигуна, а від в’язкості масла – втрати потужності на тертя та спрацювання (зношування) деталей, що труться.

Механічні домішки і вода потрапляють у нафтопродукти під час виготовлення, транспортування, зберігання та видавання. Механічні домішки – тверді частинки органічного і неорганічного походження, які залишаються на паперовому фільтрі після фільтрування певної кількості палива.

Механічні домішки (ґрунтовий пил, продукти корозії резервуарів, трубопроводів, продукти спрацювання елементів системи живлення тощо) потрапляючи у камери згоряння двигунів, спричиняють інтенсивне спрацювання поршневих кілець, стінок циліндрів. Тому стандартами не допускається наявність механічних домішок у рідких і газоподібних паливах, а в маслах суворо обмежується.

Вода у нафтопродуктах може знаходитися в розчиненому і у вільному станах. Кількість води в розчиненому стані залежить від вуглеводневого складу нафтопродукту і її дуже мало. Як правило, вода потрапляє ззовні та знаходиться у вільному стані. Наявність води в нафтопродуктах є небажаною, тому що вона підсилює корозію металів, прискорює розкладання, спрацювання і вимивання присадок. У зимовий період вода, що знаходиться в нафтопродуктах, утворюючи кристалики льоду, може припинити їх подачу. Тому стандартами не допускається наявність води в рідких і газоподібних паливах, а в маслі її повинно бути не більше 0,03%.

Вміст води у нафтопродуктах визначають за допомогою приладу, показаного на рис. 1.14. Пробу масла в об’ємі 50 мл розчиняють такою ж кількістю бензину, температура кипіння якого близька до температури кипіння води (близько 100°С). Розчин заливають у колбу 1 і туди ж поміщають кілька шматочків пористої речовини (пемзи) для вирівняння температури кипіння. Під час нагрівання відбувається одночасне випаровування бензину та води, яка знаходиться в маслі. Виникаючі пари конденсуються у холодильнику 3, і рідина стікає у відстійник 2. Вода, щільність якої є більшою за щільність розчинника, збирається внизу відстійника, а розчинник – над нею. Коли рівень води у відстійнику буде постійним, за градуюванням відстійника визначають кількість води, а потім перераховують на процентний вміст.

Рис. 1.14. Прилад для знаходження вмісту води у нафтопродуктах

Стабільність нафтопродуктів. Під стабільністю нафтопро­дуктів розуміють їх здатність зберігати свої властивості в допустимих межах для конкретних експлуатаційних умов. Умовно розрізняють фізичну та хімічну стабільність.

Фізичну стабільність нафтопродуктів визначають як можливість зберігати фракційний склад (зміни викликаються втратою найлегших фракцій в результаті випаровування) і однорідність. Фізичну стабільність оцінюють і контролюють періодично, визначаючи густину, фракційний склад, тиск насиченої пари, температуру помутніння і застигання, вміст механічних домішок і води, а також інші показники.

Під хімічною стабільністю нафтопродуктів розуміють їх здатність зберігати без зміни свій хімічний склад, бо в умовах експлуатації та довготривалого зберігання деякі зі сполук (сірчисті, азотисті, кисневі, металоорганічні) можуть вступати в реакції окислення, полімеризації, конденсації, кінцевим результатом яких є накопичення смолистих речовин, лакових відкладень, нагарів.