Физико-химические свойства нефтей и нефтепродуктов

В. Г. ВЛАСОВ 
ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА  
НЕФТЕЙ И НЕФТЕПРОДУКТОВ 
Учебное пособие
Москва Вологда 
«Инфра-Инженерия» 
2021 
1 

УДК 665.7 
ББК 65.305.14 
В58 
Р е ц е н з е н т : 
профессор Самарского государственного технического университета, 
главный редактор журнала «Вестник СамГТУ»   А. А. Пимерзин
Автор выражает искреннюю признательность А. Агафонову за участие  
в исполнении графической части пособия и сотрудникам кафедры химической технологии 
переработки нефти и газа Самарского государственного  
технического университета А. А. Пимерзину, Л. И. Заботину и Ю. В. Ереминой за полезные 
замечания при написании настоящего пособия 
Власов, В. Г. 
В58  
Физико-химические свойства нефтей и нефтепродуктов : учебное пособие / В. Г. Власов. – Москва ; Вологда : Инфра-Инженерия, 2021. – 
216 с. : ил., табл.  
ISBN 978-5-9729-0620-8 
Рассмотрены физико-химические свойства нефтей и нефтяных фракций, 
расчетные, графические и экспериментальные способы определения их физических показателей. Приведена классификация нефтей и нефтепродуктов Представлены эксплуатационные и экологические свойства и марки товарных 
нефтепродуктов, показатели качества и методы их определения, а также основные принципы работы бензиновых, дизельных и реактивных двигателей. 
Для студентов химико-технологических факультетов. Может быть полезно 
инженерно-техническим работникам нефтеперерабатывающей отрасли. 
УДК 665.7 
ББК 65.305.14 
ISBN 978-5-9729-0620-8 
© Власов В. Г., 2021 
 
© Издательство «Инфра-Инженерия», 2021 
 
© Оформление. Издательство «Инфра-Инженерия», 2021 
2 

ВВЕДЕНИЕ 
Учебное пособие состоит из двух частей. 
В первой части «Основные физико-химические свойства нефтей 
и нефтяных фракций» рассмотрены основные показатели, характеризующие физико-химические свойства нефтей, нефтяных фракций и 
товарных нефтепродуктов, расчетные, графические и экспериментальные способы их определения. 
Во второй части «Характеристика товарных нефтей и нефтепродуктов» приведена классификация нефтей и нефтепродуктов, рассмотрены эксплуатационные и экологические свойства товарных 
нефтепродуктов, марки товарных нефтепродуктов, показатели качества и методы их определения, а также основные принципы работы 
карбюраторных и инжекторных бензиновых двигателей, дизельных  
и реактивных двигателей.  
3 

1. ОСНОВНЫЕ ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА
НЕФТЕЙ И НЕФТЕПРОДУКТОВ 
Знание физических и химических свойств нефтей, нефтяных 
фракций и газов, а также углеводородов, входящих в их состав, позволяет управлять процессами переработки нефти и газа. 
Кроме того, знание физических свойств нефтепродуктов необходимо для контроля их качества и квалифицированного использования 
их на транспорте и в других отраслях промышленности. 
Нефтепродукты представляют собой, как правило, сложные смеси углеводородов различных классов с примесями серо-, азот-, кислородсодержащих и других соединений, поэтому качество нефтяных 
фракций и нефтепродуктов можно оценить только на основе комплекса физико-химических показателей. Основные показатели, характеризующие свойства нефтепродуктов, следующие: 
– плотность;
– молярная масса;
– давление насыщенных паров;
– вязкость;
– индекс вязкости;
– фракционный состав;
– температура застывания;
– температура начала кристаллизации;
– температура вспышки;
– температура воспламенения;
– температура самовоспламенения и т. д.
Рассмотрим основные показатели качества нефтей и нефтепродуктов. 
1.1. ПЛОТНОСТЬ 
Плотность – один из основных показателей качества нефтей и 
нефтепродуктов. Этот показатель имеет важное значение в случае 
прямого определения объема нефтепродуктов для того, чтобы перейти к их массе. Кроме того, знание плотности позволяет дать приблизительную характеристику нефтепродукта, судить о его химической 
4 

природе, происхождении, качестве. Знание плотности необходимо 
также при выполнении технологических расчетов. 
Различают абсолютную и относительную плотность. Под абсолютной плотностью понимается масса вещества в единице объема: 
 
G
V
U  
,  
(1.1) 
где  U – плотность вещества, г/см3, кг/м3; 
G – масса вещества, г, кг; 
V – бъем вещества, см3, м3. 
 
В нефтепереработке чаще используют относительную плотность. 
Под относительной плотностью понимают отношение плотности 
нефтепродукта при температуре t2 к плотности дистиллированной воды при температуре t1 и обозначают как 
2
1
t
t
U . Таким образом, относительная плотность – величина безразмерная. В нашей стране принята 
t2 = 20 °С и t1 = 4 °C. Обозначают относительную плотность как 
20
4
U
. 
Так как плотность воды при 4 °С равна единице, численные значения 
абсолютной плотности и относительной совпадают. В других странах 
относительную плотность обозначают как
15
15
U
, т. е. t2 = t1 = 60° 
F = 15,6 °C.  
Плотность нефти и нефтепродуктов уменьшается с повышением 
температуры нагрева. Изменение плотности в зависимости от температуры может быть рассчитано по формуле 
 
20
4
4
(
20),
t
t
U
U
D
 


  
(1.2) 
где  
4
t
U  – плотность нефтепродукта при температуре t;  
20
4
U
 – относительная плотность нефтепродукта при температу- 
ре 20 qС; 
D – поправка на изменение плотности при изменении температуры на один градус (табл. 1.1); 
t – температура, при которой определяется плотность нефтепродукта, qС. 
5 
 

Формула была предложена Д. И. Менделеевым. Однако следует 
иметь в виду, что результат пересчета плотности по этой формуле будет правильным при условии определения плотности испытуемого 
нефтепродукта при температурах не ниже 0 qС и не выше 50 qС. 
Плотность нефтепродуктов в пределах температур 20 – 250 °С 
можно определить по формуле 
1200 (
0,68)
0,58
1000
(
20)
(
20),
1000
t
t
t
t
U
U
U
U

˜

 
˜

˜


˜

  (1.3) 
20
20
4
4
20
4
где ȡt – плотность нефтепродукта при температуре t, г/см3; 
t – температура, при которой определяют плотность, °С; 
20
4
U
 – относительная плотность нефтепродукта при температуре 
20 °С. 
Если необходимо пересчитать
20
4
U
 на 
15
15
U
 и наоборот, можно воспользоваться формулой 
15
15
U
 = 
20
4
U
+5˜D,  
(1.4) 
где  D – поправочный коэффициент (см. табл. 1.1). 
Вместо последних двух формул можно использовать соответствующие графики [1, с. 36; 2, с. 104].  
При расчетах часто необходимо знание плотностей смесей 
нефтяных фракций или углеводородов. В этих случаях можно использовать следующие формулы: 
1
1
;  
 (1.5) 
 
Х
X
X
Х
U
1
2
см
i n
n
i
...
 
 



¦
U
U
U
U
n
i
i
1
2
1
 
i n
 
¦
...
1
1
2
;  
(1.6) 
 
 
G
G
G
G
G
G
G
G
U
1
2
i
i
n
см
i n
n
i
...



 
 



¦
U
U
U
U
n
i
i
1
2
1
 
6 

Т а б л и ц а 1.1 
Средние температурные поправки при определении плотности  
нефтепродуктов 
 
Плотность 
Температурная  
поправка на 1 qС 
Плотность 
Температурная  
поправка на 1 qС 
0,6900–0,6999 
0,000910 
0,8500–0,8599 
0,000699 
0,7000–0,7099 
0,000897 
0,8600–0,8699 
0,000686 
0,7100–0,7199 
0,000881 
0,8700–0,8799 
0,000673 
0,7200–0,7299 
0,000870 
0,8800–0,8899 
0,000660 
0,7300–0,7399 
0,000857 
0,8900–0,8999 
0,000647 
0,7400–0,7499 
0,000841 
0,9000–0,9099 
0,000633 
0,7500–0,7599 
0,000831 
0,9100–0,9199 
0,000620 
0,7600–0,7699 
0,000818 
0,9200–0,9299 
0,000607 
0,7700–0,7799 
0,000805 
0,9300–0,9399 
0,000594 
0,7800–0,7899 
0,000792 
0,9400–0,9499 
0,000581 
0,7900–0,7999 
0,000778 
0,9500–0,9599 
0,000567 
0,8000–0,8099 
0,000765 
0,9600–0,9699 
0,000554 
0,8100–0,8199 
0,000752 
0,9700–0,9799 
0,000541 
0,8200–0,8299 
0,000738 
0,9800–0,9899 
0,000528 
0,8300–0,8399 
0,000725 
0,9900–1,0000 
0,000515 
0,8400–0,8499 
0,000712 
 
i n
 
 
1
1 1
2
2
,    
  (1.7) 
U
U
U
U
U
 
 
...
...



 
 



¦
1
2
V
V
V
V
V
V
V
V
¦
1
i
i
i
n
n
см
i n
n
i
i
 
где Uсм – плотность смеси; 
UI – плотность компонента смеси; 
i
Х  – массовая концентрация компонента смеси; 
i
G  – масса компонента смеси, кг; 
i
V  – объем компонента смеси, м3. 
 
Плотность необходима для расчета массы нефтей и нефтепродуктов при их приеме, отпуске и учете, поскольку учет количества 
нефтей и нефтепродуктов в объемных величинах неудобен, так как 
объем жидких нефтепродуктов зависит от температуры, которая  
7 
 

изменяется в довольно широких пределах. Величина плотности является составной частью многих формул, используемых при технологических и механических расчетах. Кроме того, плотность является 
нормируемым показателем для многих товарных нефтепродуктов. 
Плотности нефтей и нефтепродуктов находятся в следующих пределах (кг/м3): 
– нефти – 0,720–1,070, чаще 800–900;
– жидкие газы – 400–600;
– бензиновые фракции – 650–760;
– керосиновые фракции – 775–850;
– дизельные фракции – 810–890;
– вакуумные газойли – 820–930;
– масляные дистилляты – 880–940;
– гудроны – 970–985 (иногда 1020–1040).
Плотность газов при стандартных условиях (давление – 0,1 МПа,
температура – 0 °С) находят по формуле: 
22,4
М
J  
,
   (1.8) 
где  J – плотность газа, кг/м3 или г/см3; 
M – молярная масса газа, кг/кмоль или г/моль; 
22,4 – объем одного кмоль газа, м3. 
Плотность газа при условиях, отличных от стандартных, температуре Т (К) и давлении Р (МПа) можно определить по формуле 
1,219 М Р
Т
J
˜
 
. 
Обычно относительную плотность газов определяют как отношение плотности газа к плотности воздуха (Uв = 1,293 кг/м3).  
22,4 1,293
М
J  
˜
.     
  (1.9) 
Все углеводородные газы, кроме метана, имеют плотность выше 
единицы. 
8 

Плотность нефтяных паров находят из соотношения 
c
G
V
U  
, 
c
где 
с
G
– расход паров, кг/с; 
c
V  – объем паров, м3/с. 
 
Секундный объем паров при температуре t и давлении Р можно 
определить по формуле 
 
1
273 0,1
22,4
3600
273
c
G
t
V
z
M
P

 
˜
˜
˜
˜
,   
  (1.10) 
 
Рис. 1.1. Ареометр: 
1 – шкала плотности; 
2 – линия отсчета; 
3 – термометр; 4 – груз 
где G – массовый расход паров, кг/ч; 
М – молярная масса паров; 
t – температура паров, qС; 
P – давление в системе, МПа; 
z – коэффициент сжимаемости; зависит  
от приведенных параметров продукта (см. 
разд. 1.13). 
 
Плотность нефтепродуктов может быть 
определена с помощью ареометра (нефтеденсиметра), пикнометра или гидростатических весов. Выбор метода определения плотности зависит от количества и вязкости нефтепродукта, 
требуемой точности определения и отводимого 
для анализа времени. 
С помощью ареометра (рис. 1.1) можно 
определить плотность с точностью до 0,001  
и 0,005 соответственно для маловязких и вязких 
нефтепродуктов. 
С помощью гидростатических весов определяют плотность с точностью до 0,0005 (5˜10-4). 
9 
 

Применение пикнометра позволяет определить плотность с 
наибольшей точностью – до 0,00005 (5˜10-5), но и времени для анализа необходимо затратить больше.  
ГОСТ 3900 устанавливает методы определения плотности нефти  
и нефтепродуктов с помощью ареометра (нефтеденсиметра) и пикнометра. 
Ареометры выпускаются с ценой деления шкалы от 0,0005  
до 0,005 г/см3, с термометрами и без термометров. 
Для определения плотности нефтепродукта применяют стеклянные цилиндры. Диаметр цилиндра должен быть по крайней мере  
в 2 раза больше диаметра широкой части ареометра. 
Стеклянный цилиндр необходимо установить на прочной подставке и осторожно налить в него анализируемый нефтепродукт, температура которого может отличаться от температуры окружающей 
среды не более чем на r5 qС. Поэтому пробу нефтепродукта необходимо выдержать при температуре окружающей среды. Для определения плотности необходимо иметь не менее 300 см3 испытуемого 
нефтепродукта.  
Чистый и сухой ареометр медленно и осторожно опускают в цилиндр с нефтепродуктом, поддерживая ареометр за верхний конец, не 
допуская смачивания части стержня, расположенного выше уровня 
погружения ареометра. 
После того как ареометр установится и прекратятся его колебания, отсчитывают показания по верхнему краю мениска. Температуру 
нефтепродукта определяют по термометру ареометра или измеряют 
ее дополнительным термометром.  
Отсчет по шкале ареометра покажет плотность нефтепродукта 
при температуре испытания. 
Проводят параллельно два определения плотности. Расхожде- 
ние между параллельными определениями не должно превышать 
0,0005 г/см3 для прозрачных нефтепродуктов и 0,0006 г/см3 –  
для темных нефтепродуктов и непрозрачных нефтепродуктов. 
В стандартах на нефтепродукты плотность указывается при температуре 20 qС. 
10