Головна
Банківська справа  |  БЖД  |  Біографії  |  Біологія  |  Біохімія  |  Ботаніка та с/г  |  Будівництво  |  Військова кафедра  |  Географія  |  Геологія  |  Екологія  |  Економіка  |  Етика  |  Журналістика  |  Історія техніки  |  Історія  |  Комунікації  |  Кулінарія  |  Культурологія  |  Література  |  Маркетинг  |  Математика  |  Медицина  |  Менеджмент  |  Мистецтво  |  Моделювання  |  Музика  |  Наука і техніка  |  Педагогіка  |  Підприємництво  |  Політекономія  |  Промисловість  |  Психологія, педагогіка  |  Психологія  |  Радіоелектроніка  |  Реклама  |  Релігія  |  Різне  |  Сексологія  |  Соціологія  |  Спорт  |  Технологія  |  Транспорт  |  Фізика  |  Філософія  |  Фінанси  |  Фінансові науки  |  Хімія

Фізико-хімічні властивості нафт - Хімія

Міністерство освіти Російської Федерації

Тюменський державний університет

Фізичний факультет

Фізико-хімічні властивості нафт

Тюменського регіону

 Виконав: Кунгур А.А.

 Перевірив: Безуглий Б.А.

Тюмень - 2001

Зміст. Введення

Класифікація нафт

Щільність і молекулярна маса

В'язкість нафт і нафтопродуктів

Висновок

Додаток 1

Додаток 2

Література

Введення.

З розвитком техніки підвищуються вимоги до асортименту і якості нафт і нафтопродуктів, що, в свою чергу, вимагає вдосконалення процесів їх виробництва. Тому якості, як товарної нафти, так і продуктів її переробки, підлягають обов'язковому контролю. Організацію контролю якості неможливо здійснювати без стандартів на нафтопродукти і методів їх випробування. Завдання стандартизації різноманітні. Це і задоволення більш високих вимог до продукції, що випускається технології транспорту, захист інтересів споживача, також і інтересів виробника - від необгрунтованих претензії.

Державна система стандартизації передбачає такі категорії стандартів, державні на нафтопродукти (ГОСТ), галузеві (ОСТ), республіканські (РСТ), стандарти підприємств (ГТП), технічні умови (ТУ).

Дотримання державних стандартів є обов'язковим для всіх підприємств і організацій, причетних до транспорту і зберігання нафти і нафтопродуктів, тоді як інші мають обмежену сферу впливу. У цих документах встановлюється перелік формульованих фізико-хімічних, найбільш важливих експлуатаційних властивостей, допустимі значення ряду констант, що мають специфічне призначення і умова використання.

До фізико-хімічних відносяться властивості, що характеризують стан нафти і нафтопродуктів та їх склад (наприклад, щільність, в'язкість, фракційний склад). Експлуатаційні властивості характеризують корисний ефект від використання нафтопродукту за призначенням, визначають область його застосування. Деякі експлуатаційні властивості нафтопродуктів оцінюють за допомогою декількох більш простих фізико-хімічних властивостей. У свою чергу, перераховані фізико-хімічні властивості можна визначити через ряд більш простих властивостей речовин. Часто на практиці нафтопродукти і нафти характеризуються рівнем якості. Оптимальним рівнем вважається такий, при якому досягається найбільш повне задоволення вимог споживача. Рівень якості залежить від рівня кожного властивості і значущості цієї властивості. Кількісну характеристику одного або декількох властивостей продукції, що складають його якість, слід називати показником якості. Відносну характеристику якості, засновану на порівнянні значень показників якості оцінюваної продукції з базовими значеннями, називають рівнем якості. Наприклад, якість нафти, що задовольняє вимогам НГТЗ, має відповідати ТУ-39-1623-93 «Нафта російська». Деякі показники якості наведено в табл. 1.1 (див. Додаток 1).

Більшість методів оцінки та аналізу властивостей і якості стандартизовано і за призначенням. Вони поділяються на приймально-здавальні, контрольні, повні, арбітражні та спеціальні. Пріёмосдаточний аналіз проводять для встановлення відповідності виробленого, що надійшов або відвантаженого нафтопродукту показниками якості.

Контрольний аналіз проводять в процесі приготування або зберігання нафтопродукту. Повний аналіз дозволяє дати оцінку якості за основними експлуатаційними властивостями для партії продукту, що відвантажується з заводу, або перед «закладкою» продукту на тривале зберігання. Арбітражний аналіз виконують на головному підприємстві галузі з даного виду продукції або в нейтральній компетентної лабораторії в разі виникнення розбіжності між постачальником і споживачем. Число контрольованих показників при цьому може бути різним. Спеціальний аналіз проводиться по вузькій групі нафтопродуктів. Наприклад, визначення фракційного складу нафт, стабільність масел.

Той чи інший метод аналізу дає надійні результати тільки тоді, коли його проводять у встановлених стандартами умовах. Усякий відступ від стандартних методів не допускається, т. К. Навіть одне і те ж властивість для різних нафтопродуктів визначається різними методами. Властивості нафт і нафтопродуктів різноманітні, здатні надавати взаємний вплив і вимагають всебічного вивчення.

Класифікація нафт.

Нафта і нафтопродукти являють собою складну рідку суміш блізкокіпящіх вуглеводнів і високомолекулярних вуглеводневих поєднанні з гетероатомами кисню, сірки, азоту, деяких металів і органічних кислот. Визначити індивідуальний хімічний склад нафти практично неможливо, тому обмежуються визначенням групового хімічного складу, тобто окремих рядів і груп вуглеводнів.

Незважаючи на різноманіття вуглеводнів, основними структурними елементами нафти є вуглець і водень, а елементарний склад коливається в невеликих межах: вуглець 83-87%, водень 11-14%. На частку інших елементів, що об'єднуються групою, смолисто-асфальтеновие речовини являють собою високомолекулярні органічні сполуки, що містять вуглець, водень, сірку, азот і метали. До них відносяться: нейтральні смоли, розчинні в бензинах; асфальтени, не розчинні у петролейним ефірі, але розчинні в гарячому бензолі; карбени, розчинні у сероуглероде; карбоніту, ні в чому не розчинні. При згорянні нафти виходить зола (соті частки відсотка), що складається з окислів кальцію, магнію, заліза, алюмінію, кремнію, натрію і ванадію. До речі, з'єднання останнього є переносниками кисню і сприяють активній корозії.

У нафти можна виявити більше половини елементів таблиці Менделєєва. Елементарний (часто говорять «хімічний») склад нафти повністю не відомий. Вже зараз виявлені 425 індивідуальних вуглеводнів, що містять сірку, азот і кисень. Складність визначення складу полягає в тому, що виділити з нафти з'єднання можна поки лише шляхом перегонки, при цьому склад нафти може значно змінитися в результаті різних реакцій.

Визначити індивідуальний хімічний склад нафти практично неможливо, тому обмежуються визначенням групового хімічного складу, тобто окремих рядів і груп вуглеводнів. Вуглеводні, що розрізняються вмістом вуглецю і водню в молекулі, а також будовою, є основним компонентом нафти. Вуглеводні прийнято розділяти на парафінові (насичені алкани), нафтенові і ароматичні. Переважання тієї чи іншої групи вуглеводнів надає цим продуктам специфічні властивості. Залежно від переважання в нафти одного з трьох представників вуглеводнів (більше 50%) нафти іменуються метанові, нафтенові або ароматичні. У випадку, коли до домінуючого приєднується інший вуглеводень у кількості не менше 25%, то їм дають комбіноване назву, наприклад, метанонафтеновие.

Наведена вище класифікація нафт по вуглеводневому складу дозволяє дати нове визначення нафти: нафта являє собою розчин чистих вуглеводнів і гетероатомних органічних сполук, т. Е. Вуглеводнів, що містять в молекулі атоми кисню або азоту, або сірки. Саме розчин, а не суміш, причому не звичайний розчин, а розчин різних з'єднань один в одному.

За допомогою табл. 1.2 і 1.3 (див. Додаток 1) можна простежити зміну фізико-хімічних, теплофізичних і небезпечних властивостей чистих вуглеводнів. Можна зауважити також, що навіть у вуглеводнів, що мають одну хімічну формулу, ряд показників відрізняється за величиною.

Поділ таких багатокомпонентних сумішей проводять на частини, що складаються з вуглеводнів, близьких за складом, які прийнято називати фракціями. Нафта і нафтопродукти мають температуру початку кипіння tн.к. і кінця кипіння tк.к ..- Фракційний склад нафтової суміші визначається зазвичай простою перегонкою або ректифікацією, а на практиці його визначають стандартним перегінним апаратом і вимірюють в об'ємних або масових одиницях. Поділ таких складних сумішей, як нафта і конденсат, на більш прості називають фракционированием. Нафтопродукти і конденсату, одержувані з нафти, є фракціями, скипають в досить вузьких температурних межах (див. Рис. 1.1 додаток 2), що визначаються технічними умовами. При перегонці нафти, що має типовий склад, можна отримати: 31% бензинових фракцій, 10% гасових, 51% дизельних, 20% базового масла і близько 15% складе мазут.

Ці фракції є базовими для отримання товарних нефтепродук-тов, асортимент яких досить великий і дуже різноманітний. Вітчизняною промисловістю освоєно випуск понад 500 найменувань нафтопродуктів, тому на малюнку 1.1 дано показники лише тих, які займають значне місце у вантажообігу об'єктів зберігання або часто зустрічаються в повсякденному житті.

Умовно товарні нафтопродукти діляться на світлі, темні, пластичні мастила та нафтохімічні продукти. До світлих нафтопродуктів відносять і бензину, гасу, палива для реактивних двигунів, дизельні палива. Темні нафтопродукти - це різні масла і мазути.

У процесі перегонки складові його компоненти отгоняются в порядку зростання їх температур кипіння. При визначенні фракційного складу за ГОСТ 2177-82 перегонку ведуть до 300 ° С. При цьому відзначають температуру початку перегонки (н. К.) Та обсяги дистилятів при 100, 120, 150, 160 ° С, а далі через кожні 20 ° С до 300 ° С. Зазвичай бензинові фракції википають в межах 35?205 ° С, гасові - 150?315 ° С, дизельні - 180?420 ° С, важкі масляні дистиляти - 420?490 ° С, залишкові масла - вище 490 ° С.

Перегонку нафтопродуктів з температурами кипіння до 370 ° С ведуть при атмосферному тиску, а з більш високими - у вакуумі або із застосуванням водяної пари (для попередження їх розкладу). До речі, автомобільні бензини А-72, А-76, АІ-93 мають практично один і той же фракційний склад. Авіаційні бензини відрізняються підвищеним вмістом легких фракцій. Вміст у продукті тих чи інших фракції визначається технічними умовами на даний нафтопродукт і залежить від його призначення. Нафти класифікуються за змістом в них бензинових, гасових і масляних фракцій.

Фракційний склад нафтових сумішей визначається зазвичай простою перегонкою з дефлегмацією або ректифікацією, розгонку легких фракцій проводять при низьких температурах і підвищених тисках, середніх фракцій - при атмосферному тиску, важких фракцій - у вакуумі. Для разгонки використовують спеціальні апарати: Енглера, Богданова, Гадаскіна, Арн - 2 та ін. Фракційний склад легких нафтових фракцій рекомендується визначати також хроматографічним методом, який в порівнянні з традиційними ректифікаційні методами має ряд переваг: він дозволяє поряд з фракційним складом суміші визначати індивідуальний вуглеводневий склад бензинових фракцій, скорочує час аналізу, зменшує величину проби, підвищує надійність методу і дає можливість використовувати однотипну апаратуру.

Відзначимо, що індивідуальний покомпонентний складу нафтових сумішей визначається методами фракційної розгонки суміші на лабораторної ректифікаційної колонці з подальшим використанням для аналізу вузьких фракцій адсорбційної газорідинної хроматографії, мас-спектроскопії та інших сучасних методів аналізу складних сумішей.

Вище зазначалося, що фракційний склад визначає кількість вуглеводнів з певними властивостями. Отже, за наявними даними про фізико-хімічних властивостях можна судити про фракційному складі. Відомо, що найбільш «чутлива» до зміни вуглеводневого складу в'язкість нафти.

При обробці даних про властивості нафт для визначення фракцій Фр, википають при температурі до 200 ° С в ТюмГНГУ була отримана емпірична залежність

(1.1)

де Фр- фракційний склад нафти при 200 ° С,% вага; h0- параметр, що характеризує характеризує ступінь зміни динамічної в'язкості при зміні температури.

Для нафт з динамічною в'язкістю h20 ? 37 МПа і щільністю r20 = 795-890 кг / м3параметр h0можно визначити за формулою

(1.2)

де h20і h50- динамічна в'язкість нафти, відповідно, при температурах 20 і 50 ° С, Пас.

Формула (1.2) була перевірена на різних нафтах понад 200 родовищ Західного, Східного Сибіру, Башкирії, Казахстану, Ставропольського краю і справедлива для абсолютної більшості нафт з температурою початку кипіння до 85 ° С і вмістом парафінів і смол до 25%.

Відносна помилка при визначенні фракційного складу нафт вітчизняних родовищ при 200 ° С за формулою (1.2) складає близько 20% і пояснюється відмінністю змісту в нафтах смол, парафінів та інших домішок. Кілька більші відхилення при розрахунку спостерігаються для середньоазіатських нафт, які проявляють аномальні і в'язкопластичні властивості. Додаткові дослідження дозволили встановити, що для нафт ряду регіонів: Башкирії, Татарстану, Пермської області, Удмуртії розрахунки за формулою (1.2) дають занижені результати, для нафт Західного і Східного Сибіру, Сахалінської області - завищені. Обробка отриманих результатів методами математичної статистики дозволила уточнити запропоновану формулу і рекомендувати її до використання в наступному вигляді:

(1.3)

де Кг- коефіцієнт, що враховує глибину стабілізації нафти на промислі або втрату нафти в резервуарних парках; n - показник в'язкості, для Башкортостану і Куйбишевської області n = 0,680, Татарстану - 0,685, Саратовської області, Західного і Східного Сибіру - 0,66, Сахалінської області - 0,655, Пермської області та Удмуртії - 0,675, для туркменських, узбецьких і таджицьких нафт n = 0,64, Казахстану - 0,675.

Таким чином, за відсутності фактичних даних про вуглеводневому складі нафти для практичних інженерних розрахунків можна рекомендувати формулу (1.3), що забезпечує погрішність розрахунків не більше 10%.

Відомо, що фізичні властивості нафти залежать від переважання в них окремих вуглеводнів або різних їх груп. Наприклад, великий вміст в нафті парафінів, смол і асфальтенів підвищує її в'язкість, особливо при знижених температурах. Залежно від складу і ряду властивостей проводиться класифікація нафт, що дозволяє вибрати найбільш доцільний спосіб транспортування і зберігання.

У багатьох нафтах Західного Сибіру (усть-Баликское, західно-сургутская і Самотлорского та ін.) Зміст парафіну не перевищує 4%. Спостерігаються залежність - чим більше в нафті парафіну, тим менше в її складі смол і асфальтенів; чим більше геологічний вік нафти, тим більше в її складі парафіну. Високопарафіновие нафти характеризуються найменшим вмістом сірки, ванадію і нікелю. Високий вміст парафіну в нафті істотно ускладнює і здорожує процеси її видобутку, транспортування і переробки. При видобутку високопарафіністих нафт знижується і навіть повністю припиняється дебіт свердловин через закупорки їх так званими асфальто-парафіновими відкладеннями (АСПО). АСПО зі свердловин доводиться видаляти механічним шляхом, тепловою обробкою, промиванням розчинниками.

Парафін при перекачуванні високопарафінових нафт відкладається на внутрішніх стінках трубопроводу. У магістральних трубопроводах товщина відкладень парафіну досягає 30 мм. Щоб запобігти цьому явищу, при транспортуванні нафт застосовують спосіб гарячої перекачки. При цьому кожні 25-150 км довжини трубопроводу нафту додатково підігрівають. Одним з найбільших у світі гарячих нафтопроводів є трубопровід «Усть-Гур'єв-Куйбишев», що перекачує високопарафіновие Мангишлакський нафти. Мангишлакський нафти перед закачуванням в трубу нагрівають до 67-77 ° С.

За змістом сірки нафти класифікуються на три класи: малосірчисті (до 0,2% сірки), сірчисті (0,2 - 3,0% сірки) і високосірчисті (більше 3,0%). Сірка в нафті знаходиться у вигляді сірководню, меркаптанів і сульфідів до 6%, іноді - у вільному вигляді. Сірка та її сполуки активно взаємодіють з металами, також викликаючи сильну корозію. Виявляють їх по різкому запаху і дії на розчини свинцевих солей. Слід зауважити, що вміст сірки в нафті погіршує її якість, викликаючи серйозні ускладнення в технології переробки, підготовки і транспорту нафт.

Відомо, що в пластових умовах у нафті завжди розчинено деяку кількість газу, що має в своєму складі, крім вуглеводнів, і невуглеводневі гази - азот, вуглекислий газ та ін. Азот, як домішка нешкідлива і інертна, майже не контролюється аналізами. Його вміст у нафтах зазвичай не перевищує 1,7%. Вуглеводневих сполук азоту досить багато - піридин, хінолін і т. Д.

Газ, який витягується з надр, прийнято називати попутним. Газ, що виділяється в промислових системах, називають нафтовим газом. Кількісно вміст газу в нафті характеризується так званим газовим фактором. Залежно від складу газ підрозділяють на сухий (легкий) і жирний (важкий). Сухий газ складається переважно з легких вуглеводнів метану і етану. У жирному газі зміст фракцій пропану, бутану і вище досягають таких величин, що з нього можна отримувати зріджені гази, газовий бензин або конденсати. Нафта, що містить газ, прийнято називати газонасиченої нефтью.Плотность і молекулярна маса.

Щільністю називається кількість спочиває маси в одиниці об'єму. Визначення густини нафти і нафтопродуктів вельми полегшує можливі розрахунки, пов'язані з розрахунком їх масового кількості. Облік кількості нафти і нафтопродуктів в об'ємних одиницях викликає деякі незручності, т. К. Об'єм рідини змінюється зі зміною температури. Щільність має розмірність кг / м3. Тому, знаючи обсяг і щільність, при прийманні, відпуску та обліку нафти і нафтопродуктів можна виражати їх кількість в масових одиницях, т. К. Маса не залежить від температури.

На практиці часто мають справу з відносною щільністю нафти і нафтопродукту, яка визначається відношенням їх маси при температурі визначення до маси чистої води при + 4 ° С, взятої в тому ж об'єму. Щільність води при + 4 ° С має найбільше значення і дорівнює 1000 кг / м3. Відносну щільність прийнято визначати при + 20 ° С, що позначається символом rот- Відносна щільність нафт і нафтопродуктів при + 20 ° С коливається в межах від 0,7 до 1,07.

Питомою вагою називається вага одиниці об'єму, тобто сила тяжіння до землі одиниці об'єму речовини.

g = rg (1.4)

де - r щільність речовини, кг / м; g - прискорення сили тяжіння.

Існує також поняття відносного питомої ваги, чисельна величина якого дорівнює чисельної величиною відносної щільності. Щільність і питома вага нафти і нафтопродуктів залежать від температури. Для перерахунку щільності при одній температурі на щільність при іншій може служити наступна формула

ri = r20-x (t-20), (1.5)

де x - поправка на зміну щільності при зміні температури на 1 ° С; r20- щільність нафтопродукту при t = + 20 ° С.

Значення r деяких простих вуглеводнів наведено в табл. 1.3. (Див. Додаток 1) Щільність нафт і нафтопродуктів для практичних вимірювань вважається адитивною величиною.

Щільність нафт і нафтопродуктів для практичних вимірювань вважається адитивною величиною, тобто середня щільність кількох нафтопродуктів або нафт може бути обчислена за правилом змішання

, (1.6)

де (xi- щільність i-го нафтопродукту обсягом у загальному обсязі. На практиці щільність нафтопродуктів, нафт і їх сумішей визначають ареометріческім, пикнометрическим способом або зважуванням,

наприклад, на вагах Вестфаля-Мора (див. рис. 1.2. додаток 2).

Щільність більшості нафт (у тому числі північних родовищ Тюменської області (СРТО), (див. Табл. 1.5. І 1.6), досліджених в ТюмГНГУ, знаходиться в межах 825 - 900 кг / м3.

Недостатнє знання властивостей нафти, наприклад, що потрапила у воду в результаті витоку або залпового скиду, призводить до тактичних помилок при ліквідації нафтового забруднення. Нерідко, ототожнюючи властивості нафтової плями на поверхні води з властивостями нафти, таку пляму намагаються підпалити. Однак без спеціальної підготовки це зробити неможливо. Слід враховувати, що нафтова пляма взаємодіє з водою і повітрям, утворюючи емульсію з важко прогнозованими характеристиками. Оскільки збір нафти з поверхні води майже завжди здійснюється за допомогою технічних засобів, необхідно враховувати наявність у нафтовому забрудненні фракцій з температурою спалаху парів менше 60 ° С, неприпустимих з точки зору пожежної безпеки, наявності пилу, а також наявності розчиненого газу.

При попаданні механічних домішок, випаровуванні, розчиненні у воді, окислюванні, емульгуванні, сонячної радіації змінюються маса і властивості нафти. Щільність нафти - важливий фактор, який слід враховувати при очищенні водних поверхонь. При щільності нафти, що наближається до 900 кг / м3, виникає загроза її осадження на дно. Це ж явище спостерігається і при зменшенні щільності води внаслідок зниження її температури з 4 до 0 ° С. Однак нафта може спливти на поверхню навіть через великий проміжок часу при підвищенні її температури і відповідну зміну щільності. Щільність газонасичених нафт визначають за емпіричними формулами, запропонованим фахівцями Гіпровостокнефть, В.М. Далецький і Л.Л. Кабіщером, А.А. Коршак і П.І. Тугуновим, В.І. Шиловим та ін., В основу покладені коефіцієнти, що враховують газонасичення. Для розрахунку відносної щільності випаровується нафти рядом авторів пропонується формули, які передбачають лінійне зміна щільності (s ? 5% мас.).

Наведені а ТюмГНГУ експериментальні дослідження нафт, показують, що при одному і тому ж рівні втрат щільність нафти буде залежати від швидкості випаровування і від частки втрат легкої фракції. Швидкість випаровування нафти визначається також (як встановлено вище) температурою tн, швидкістю вітру Jв, тривалістю випаровування t і висотою взлива hВ3

Численні експериментальні дані (понад 400) по зміні щільності нафт були оброблені методом найменшого квадрата, і в результаті була отримана емпірична залежність

(1.7)

де r, rн- щільність нафти при величині втрат s і вихідної нафти відповідно.

Теоретично молекулярна маса суміші адитивно складається з молекулярних мас окремих компонентів. Однак для цього необхідно знати молярні (об'ємні) концентрації всіх компонентів, що входять в дану суміш. Останнє, як вже зазначалося вище, на практиці не завжди можливо. Крім того, як в стабільному, так і в деетанізірованном конденсаті практично завжди знаходяться вуглеводневі гази, які «змащують» закони, отримані для чистих речовин, істотно змінюючи такі параметри, як тиск насичених парів, в'язкість і температуру початку кипіння. Ймовірно, цим можна пояснити розкид експериментальних значень і розрахованих за формулами.

У ТюмГНГУ в результаті аналізу на ЕОМ, даних пасивних і активних експериментів (всього близько 500) отримані математичні моделі, що дозволяють за відомою щільності суміші визначити молекулярну масу газового конденсату.

Для ДК (r ? 780 кг / м3) математична модель має вигляд

mдк = 0,2432r20-65, (1.8)

Для СК (r ? 740?800 кг / м3)

mСК = 0,786r20-474.63, (1.9)

Відхилення експериментальних даних від розрахункових за формулами (1.8?1.9) можна простежити за графіками рис 1.3.Вязкость нафт і нафтопродуктів.

Однією з найбільш характерних особливостей рідин є здатність змінювати свою форму, під дією зовнішніх сил. Ця властивість рідини пояснюється ковзанням її молекул відносно один одного. Одна і та ж сила створює в різних рідинах різні швидкості переміщення шарів, віддалених один від одного на однакові відстані. Однак здатність молекул до ковзання не безкінечне велика, тому Ньютон розглядає в'язкість як «недолік ковзання». Зазвичай в'язкістю або внутрішнім тертям називають властивість рідини чинити опір взаємному переміщенню її часток, що викликається дією прикладеної до рідини сили.

Явище внутрішнього тертя в рідині з її в'язкістю було пов'язано Ньютоном відомою формулою

(1.10)

де t - напруга внутрішнього тертя; dv / dR - градієнт швидкості по радіусу труби або відносна зміна швидкості по напрямку, перпендикулярному до напрямку течії, тобто приростом швидкості на одиницю довжини нормалі; h - коефіцієнт (дотичне зусилля на одиницю площі, прикладена до шарів рідини, віддаленим один від одного на відстані, рівному одиниці довжини, при одиничної різниці швидкостей між ними).

Внутрішнє тертя, що характеризується величиною h, німецький вчений М. Якоб в 1928 році запропонував називати динамічною в'язкістю. У технічній літературі за h утвердилось найменування абсолютної в'язкості, оскільки ця величина виражається в абсолютних одиницях. Однак в абсолютних одиницях, можна висловлювати також і одиниці кінематичної і питомої в'язкості. Термін «динамічна в'язкість» відповідає фізичному змісту h, так як згідно з вченням про в'язкості h входить в рівняння, що зв'язує силу внутрішнього тертя зі зміною швидкості на одиницю відстані, перпендикулярного до площини рухомої рідини.

Вперше ж динамічна в'язкість була виведена лікарем Пуазейля в 1842 р при вивченні процесів циркуляції крові в кровоносних судинах. Пуазейль застосував для своїх дослідів дуже вузькі капіляри (діаметром 0,03-0,14 мм), тобто він мав справу з потоком рідини, рух якого було прямолінійно пошаровим (ламінарним). Разом з тим дослідники, які працювали до Пуазейля, вивчали закономірність витікання рідини в більш широких капілярах, тобто мали справу з виникаючим турбулентним (вихровим) закінченням рідини. Провівши серію дослідів з капілярами, з'єднаними з кулястим резервуаром, через які під дією стисненого повітря пропускався деякий обсяг рідини, визначений відмітками, зробленими зверху і знизу резервуара, Пуазейль прийшов до наступних висновків: 1) кількість рідини, що випливає в одиницю часу, пропорційно тиску при умови, що довжина трубки перевищує деякий мінімум, зростаючий зі збільшенням радіуса. 2) кількість рідини, що випливає в одиницю часу, обернено пропорційно довжині трубки і прямо пропорційно четвертого ступеня радіуса. Формула Пуазейля в сучасній редакції виглядає наступним чином:

де h - коефіцієнт внутрішнього тертя (динамічна в'язкість); Р - тиск, при якому відбувалося витікання рідини; t - час витікання рідини в об'ємі V, L - довжина капіляра; r - радіус капіляра.

Одиницею динамічної в'язкості є сила, необхідна для підтримки різниці швидкостей, рівної 1 м / с, між двома паралельними шарами рідини площею 1 м2находящіміся один від одного на відстані 1м, тобто одиницею виміру динамічної в'язкості в системі СІ є

Н ? с / м2ілі Па ? с.

Одиниця динамічної в'язкості, виражена у фізичній системі вимірювання СГС, в честь Пуазейля називається Пуаз, тобто за одиницю динамічної в'язкості приймають опір, який чинить рідина при відносному переміщенні двох її шарів площею 1 см2, віддалених один від одного на 1 см, під впливом зовнішньої сили в 1 дн при швидкості переміщення в 1см 1с. Динамічну в'язкість при температурі t позначають ht.

Наближене збіг чисельного значення динамічної в'язкості води при 20 ° С з 1 сантіпуаз (СП) дало привід Бінгама запропонувати побудувати систему одиниць - в'язкості, у якій вихідною одиницею є динамічна в'язкість води при 20 ° С, приймається по Бінгама за 1 сП (точніше h20води дорівнює 1,0087 сП). Таким чином, для більшості практичних вимірювань з достатньою точністю можна вважати, що h20води відповідає 1 сП. Це являє велику зручність у практичній віскозиметрії, для якої велике значення мають рідини з постійними фізико - хімічними константами, які мають точно відому в'язкість при даній температурі. З числа відносних позначень найбільшим поширенням користується так звана питома в'язкість, що показує, у скільки разів динамічна в'язкість, даної рідини більше або менше динамічної в'язкості води при якій - то умовно обраної температурі. Таким чином, питома в'язкість є абстрактне число.

Величина, зворотна динамічної в'язкості, носить назву плинності і позначається знаком T.

Рідини, що підкоряються лінійним законом течії Ньютона, називаються ньютоновскими, представляють індивідуальні речовини або молекулярно - дисперсні суміші або розчини, внутрішнє тертя (в'язкість) яких за даних температурі і тиску є постійним фізичним властивістю. В'язкість не залежить від умов визначення і швидкості переміщення частинок (течії), якщо не створюється умов для турбулентного руху.

Однак для колоїдних розчинів внутрішнє тертя значно змінюється при різних умовах потоку, зокрема при зміні швидкості течії. Аномальне внутрішнє тертя колоїдних систем прийнято називати структурною в'язкістю. У цьому випадку частинками, що переміщуються відносно один одного в потоці, не є молекули, як в нормальних рідинах, а колоїдні міцели, здатні дробитися і деформуватися при збільшенні швидкості або зміну умов потоку, в результаті чого вимірювана внутрішнє тертя зменшується (або, навпаки, збільшується). Більшість рідких нафтопродуктів не виявляє ознак структурної в'язкості в широкому температурному інтервалі. Хоча вони і являють собою відносно складні, асоційовані рідини, вони не володіють колоїдної структурою, ознаки якої виявляються для рідких нафтопродуктів Лиш при низьких температурах, що наближаються до температур втрати текучості.

Залежно від температури, при якій відбувається перекачування, одна і та ж рідина може бути і ньютонівської в області високих температур і неньютонівської в області низьких температур. Неньютонівські рідини можуть бути розділені на пластичні, псевдопластнчние і ділатантние.

У пластичних рідинах поряд з в'язкістю проявляються так само пластичні властивості, які полягають в наявності деякого граничного напруження зсуву t0, після досягнення, якого тільки і виникає «плинність» середовища. Поведінка пластичних рідин пояснюється наявністю в них просторової структури, достатньо міцною, щоб чинити опір будь-якому напрузі, не переважаючому t0. Якщо напруга перевищує t0, то структура повністю руйнується і рідина видає себе як звичайна ньютонівська, при напрузі, рівному (t = t0). Протягом пластичних рідин підпорядковується рівнянню Шведова - Бенгама

Це рівняння після почленного поділу на dv / dR можна представити у вигляді

h0 = h + h0 (1.11)

де h0- ефективна або удавана в'язкість; h - справжня в'язкість; h0- структурна складова ефективна в'язкість.

Псевдопластичні рідини рідини не виявляють початкової напруги зсуву і для рідин справедлива незалежність виду

(1.12)

де k і n - постійні величини для даної рідини. Характерним для Псевдопластичні рідини рідин є те, що n завжди менше одиниці.

Дилатантні рідини, подібні з псевдопластичних тим, що в них теж немає початкової напруги зсуву. Протягом цих рідин також підпорядковується статечному закону (1.12), але показник n перевищує одиницю.

У багатьох рідин залежність між напругою і градієнтом швидкості змінюється в часі і тому не може бути виражена простими формулами.

Рідини, що володіють властивістю, изотермического самовільного збільшення міцності структури в часі і відновлення структури після її руйнування, називаються парафінисті нафти. При технічних розрахунках, а також при контролі якості нафт і нафтопродуктів широкого поширення набув коефіцієнт кінематичної в'язкості, який являє собою відношення коефіцієнта динамічної в'язкості m до щільності рідини при тій же температурі

(1.13)

У фізичній системі одиниць широке застосування має одиниця кінематичної в'язкості в см2 / с (Стокc - Ст.) І мм2 / с (сантистоксах - сСт). Таким чином, 1 Cm являє собою в'язкість рідини, щільність якої дорівнює 1г / 1мл і сила опору якій взаємному переміщенню двох шарів рідини площею 1 см2, що знаходяться на відстані 1 см один від іншого і переміщаються один щодо іншого зі швидкістю 1 см / с, дорівнює 1 дн.

В'язкість нафт і нафтопродуктів залежить від температури, збільшуючись з її зниженням. Для вираження залежності в'язкості від температури запропоновано багато різних формул. Найбільше застосування для практичних розрахунків підучила формула Рейнольдса - Філонова

, (1.14)

(1.15)

де U - коефіцієнт крутизни віскограмми, 1 / К; v *, v - кінематична в'язкість при відомій температурі Тжі при температурі Т; е - основа натурального логарифма.

Для знаходження коефіцієнта крутизни віскограмми для даного продукту достатньо знати значення вязкостей при двох температурах Т1і Т2

Динамічна та кінематична в'язкості - це цілком певні фізичні характеристики, які, як і всі інші величини, виражені в абсолютних одиницях і можуть бути підставлені в ті чи інші розрахункові формули. У випадках, коли в'язкість застосовується не як розрахункова величина, а як практична характеристика нафтопродукту, її прийнято виражати не в абсолютних, а у відносних, або умовних, одиницях.

Подібний спосіб вираження в'язкості є результатом неправильного уявлення про те, що визначення динамічної і кінематичної вязкостей відрізняється складністю, і застосування на практиці спрощених технічних приладів, які дають показання в умовних одиницях в'язкості. Незручність всіх умовних, або відносних, одиниць в'язкості полягає в тому, що в'язкість, виражена в цих одиницях, не представляє собою фізичної характеристики нафтопродукту, оскільки вона залежить від способу визначення, конструкції приладу та інших умов. З числа відносних позначень найбільшим поширенням користується так звана питома в'язкість.

У різних країнах в залежності від вибору стандартних апаратів для визначення умовної в'язкості прийняті різні умовні одиниці в'язкості. Для перерахунку в абсолютні одиниці існують емпіричні формули; проте всі ці формули носять лише наближений характер, а деякі з них просто неточні. Тому, якщо необхідно визначити в'язкість нафтопродукту в абсолютних одиницях, слід визначати її безпосередньо і лише в крайніх випадках вдаватися до перерахунку. Умовну в'язкість висловлюють умовними одиницями: градусами або секундами. Ці одиниці зазвичай являють собою або відношення часу закінчення певного обсягу досліджуваного продукту при даній температурі до часу закінчення такого ж обсягу стандартної рідини при виразно встановленої температурі, або просто час витікання певного обсягу випробуваної рідини.

Як сказано вище, в'язкість характеризує властивість даної рідини чинити опір при переміщенні однієї частини рідини відносно іншої. Таке опір спостерігається як при русі рідини відносно якого-небудь тіла, так і при русі якого-небудь тіла в рідині. Обидва ці випадки дають принципову можливість вимірювання в'язкості різними способами. Найбільш зручним способом вимірювання в'язкості при русі рідини щодо твердого тіла є спостереження над закінченням досліджуваних рідин з капілярних трубок. Для розрахунку користуються формулою Пуазейля. Для розрахунку значень в'язкості при русі будь-яких тіл у рідині може бути застосований ряд формул, в яких враховуються характер руху і форма рухомого тіла. З цих формул найбільше значення має приводиться нижче формула Стокса для розрахунку в'язкості за швидкістю падіння твердого кульки в рідині. Способи вимірювання в'язкості, засновані на закінчення рідини з капілярних трубок, широко поширені. Навпаки, способи, побудовані на принципі руху твердого тіла певної форми в в'язкої рідини, застосовуються порівняно рідко внаслідок того, що навіть для тіл найпростішої форми відповідні рівняння руху виходять дуже складними. Ці способи знаходять собі застосування переважно в тих випадках, коли методи, засновані на другому принципі, тобто на закінчення рідини з капілярів, практично незастосовні внаслідок експериментальних труднощів.

В'язкість нафти змінюється в широких межах і залежить від її складу, кількості розчиненого газу, домішок в деякій мірі, від тиску, температури, збільшуючись з її зниженням.

Перерахунок в'язкості з однієї температури на іншу пов'язаний з деякими особливостями і на практиці іноді супроводжується помилками. У довідковій літературі зазвичай наводяться відомості про в'язкості нафт при досить обмежених умовах і значеннях температур. Найчастіше це температури 20 і 50 ° С або 50 або 100 ° С. Знаходження коефіцієнта крутизни віскограмми дозволяє визначити в'язкість тільки н інтервалі заданих температур. А ось інтерполяція результатів поза заданих інтервалів недопустима, особливо для високов'язких і парафінистих нафт. Зі зменшенням температури помилка розрахунків може становити 200-300%, а в ряді випадків розрахунок може бути пов'язаний з абсурдним результатом, оскільки багато нафти втрачають текучість при досить високих температурах 20-25 ° С.

В'язкість нафти і нафтопродуктів в значній мірі впливає на фільтраційну здатність їх через різні конструкції резервуарів. Світлі нафтопродукти (бензини, лігроїни і гас) і легкі фракції нафт з малою в'язкістю при нормальних експлуатаційних умовах (температурі і тиску) володіють високим ступенем просачіваемості через більшість неметалевих будівельних матеріалів. Світлі нафтопродукти просочуються навіть через зварні шви, що не пропускають воду та інші рідини; на цій властивості засновано випробування зварних швів гасом. Темні нафтопродукти (котельне паливо, бітуми та ін.), Мастила і важкі нафти, маючи більш високу в'язкість, мають малу фільтраційної здатністю; іноді високов'язкі нафтопродукти своїми відкладеннями знищують пористість стінок резервуара, роблячи його непроникним. Часто помилково вважають, що тільки в'язкість визначає фільтраційне властивість речовини. Наприклад, гас мають велику в'язкість, ніж бензини, проте проникність гасу через пори металу більше, ніж бензинів. Фільтрація залежить значною мірою від поверхневого натягу, електричних властивостей рідини, її смачивающей здатності та ін. Наприклад, масло фільтрується через замшу, в той час як вода залишається поверх її. Слід зазначити, що молекула води більше молекули масла; в'язкість води також менше в'язкості масла, тим не менш, проникнення його більше води. Сьогодні все ще доводиться констатувати недостатню вивченість природи явищ фільтрації нафт і нафтопродуктів взагалі, і вплив на неї в'язкості, зокрема. Від в'язкості залежать потужність підігріву пристроїв, експлуатаційний режим нафтопродуктопроводів, ступінь вилучення домішок і води і т.д.

В'язкість нафт і нафтопродуктів не є адитивним властивістю, тому її не можна обчислити як середнє арифметичне.

Висновок.

Відсутність добре розробленої теорії рідкого стану перешкоджає розвитку теоретичних методів розрахунку в'язкості рідини. Тому в інженерних розрахунках велике поширення отримали різні лабораторні та емпіричні методи обчислення в'язкості чистих речовин і їх сумішей.

Література.

1. «Експлуатація магістральних нафтопроводів». Довідкове видання. Під загальною редакцією Ю.Д. Земенкова. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2000.

Додаток 1.

Таблиця 1.1. Показники якості товарної нафти.

 Показник Група нафти Метод випробувань, похибка,%

 I II III

 Вміст води,%, не більше 0,5 1 січня ГОСТ 2477-65, 6,0

 Зміст хлористих солей, мг / л, не більше 100 300 800 ГОСТ 21534-76, 10,0

 Зміст хутро. Домішок,%, не більше 0,05 0,05 0,05 ГОСТ 6370-83, 20,0

 Тиск насичених парів, Па, не більше (ГОСТ 1756-52) 66650 66650 66650 СТ РЕВ 3654-82

Таблиця 1.2. Фізико-хімічні властивості нафт (ТУ-1623-93)

 № п / п Найменування показника Норма для типу Метод випробування, похибка

 I II III IV

 1.

 Щільність при 20 ° С, кг / м 3, не більше 850 870 890 895 За ГОСТ 3900-85, 0,1%

 2.

 Вихід фракцій,% (об.), Не менше:

 при температурі до 200 "С;

 при температурі до 300 V;

 при температурі до 350 ° С. 55 21 43 53 21 41 50

 19

 35

 48 За ГОСТ 2177-82, 5,0%

 3. Масова частка сірки,%, не більше 0,6 1,8 2,5 3,5 За ГОСТ 1437-75,4,0%

 4. Масова частка парафіну,%, не більше 6 6 6 не нормується За ГОСТ 11851-85,10,0%

 5. Концентрація важких металів: ванадію, нікелю та ін. До 01.01.94 г. Не нормується. Визначення проводять для набору даних За ГОСТ 10364-90,10,0%.

Таблиця 1.5. Фізико-хімічні властивості нафт. (27)

 Родовище нафти

 Щільність при 20 ° С кг / м 3 Кінематична в'язкість, cCm, при:

 Температура, V

 t = 20 ° С T = 50 ° С застигання кипіння

 Ромашкінскос 862 14,22 5,9 - +65

 Туймазинское 852 7,072 3.24 -59 -

 Мухановське 840 7,65 3,46 -8 -

 Узеньске 860 при t = 40 ° 24,0 11,18 +31 +77

 Трехозерное 848 9,75 2,98 - +85,5

 Тетерева-Мартимьінское 825 4,12 2,17 - +61

 Правдинское 854 10,76 4,75 - +72

 Салимское 826 4,54 2,17 Нижче - 16 +50

 Південно-Баликское 868 16,58 8,53 - +81

 Мамонтовськой 878 21,51 8,15 - +90

 Усть-Баликское 874 17,48 8,37 - +71,7

 Лянторское 887 16,14 7.11 - +80

 Зап.-Сургутское 885 41,60 12,11 - +84

 Холмогорское 860 7,83 3,53 - +64

 Покачаевское 865 5,52 3,88 -9 +79

 Мегионское 850 7,82 3,56 - +77

 Радянське 852 6,13 3,41 - +62

 Самотлорское 851 4,94 2,49 - +59

 Варьеганское 832 4,37 1,78 -1 +32

 Первомайське 844 4,30 2,14 нижче-16 +57

Таблиця 1.3. Фізико-хімічні властивості чистих вуглеводнів.

 Параметр Метан Етан Етилен Пропан Пропилен н-Бутан Ізобутан н-Бутилен Изобутилен Пентан

 Хімічна формула

 СH 4

 З 2 H 6

 C 2 H 4

 З 3 Н 8

 C 3 H 8

 н-C 4 H 10

 i-C 4 H 8

 н-C 4 H 8

 i-С 4 Н 8

 C 5 H 12

 Щільність газової фази, кг / м '1 0,72 1,356 1,261 2,019 1,915 2,703 2,665 2,55 2,5 3,457

 Щільність по повітрю: н. у .; (Кг / м 3) ст. у.

 0,55

 0,52

 1,05

 0,98

 0,98

 0,91

 1,55

 1,44

-

-

 2,99

 1,95

-

-

 2,0

 1,8

-

-

 2,65

 2,48

 Температура кипіння, 'С -161 -88,5 -103,7 -42,1 -47,7 -0,5 -11,13 -6,9 3,12 36,07

 Температура критична, "З -82,1 32,3 9,7 96,8 92,3 152 134,98 144,4 155 196,6

 Тиск критичне, МПа 4,58 4,82 5,03 4,21 4,54 3.74 3,62 3,945 4.1 3,33

 Уд. теплоємність газу: Ср,

 Сv

 рідини, кДж / кг-° С,

 2,171

 1,654

 3,461

 1,65

 1,373

 3,01

 1,465

 1,163

 2,415

 1,554

 1,365

 2,23

 1,432

 1,222

 1,596

 1,457

 2,239

 1,596

 1,457

 2,239

 1,487

 1,339

 1,604

 1,339

 1,6

 1,424

 2,668

 Прихована теплота ісп-я, кДж / кг 512,4 487,2 483 428,4 441 390,6 382,9 441,6 399 361,2

 Температура займання, 'С 545-800 530-694 510-543 504-588 455-550 430-569 490-510 440-500 400-440 284-510

 Октанове число 110 125 100 125 115 91 99 80 87 64

 В'язкість газу v, 10 6 м 2 / с 14,71 6,45 7,548 3,82 4,11 2,55 2,86 3,12 3,18 2,18

 В'язкість рідини h, 10 6 Па-с 66,64 162,7 - 135,2 130,5 210,8 188,1 - - 284,2

 Межі вибуховості при н.у.,%: нижній;

 верхній.

5

 15

3

 12,5

3

 32

2

 9,5

2

 11

 1,7

 8,5

 1,7

 8,5

 1,7

9

 1,7

 8,9

 1,35

8

 Коефіцієнт С в рівнянні Сотерланда 164252225278 - 377 - 329 - 382

 Щільність рідини, кг / м 3, н. у .;

 ст. у.

 300

 120

 390

 230

 370

 230

 500

 390

-

-

 520

 540

-

-

 610

 560

-

-

 620

 640

 Обсяг парів з рідини: л / л;

 л / кг.

 417

 1393

 278

 747

 316

 797

 257

 508

-

-

 225

 386

-

-

 239

 398

-

-

 194

 311

 Питома газова постійна, Дж / (кг ? К) 519 276 296 189 - 143 - 148 - 115

Таблиця 1.4. Характеристики нафт північних родовищ Тюменської області (СМТО)

 Показник В * Уренгойское родовище пласт Dn H * Новопортовское. Ен-Яхінское X *

 БУ-10 - 11

 ВКВ.

 2349 БУ12

 ВКВ

 6252 по м / р проба ТН

 ВКВ. НП4

 131 пласт 10 скв.115 НП-23 БО 8-9

 Щільність, кг / м 3 951 844 827 844 849 843 840 853 844 854 842 835 830

 Молекулярна маса, кг / моль - 208 173 209 220 207 200 - 189 223 196 197 -

 В'язкість n мм 2 / c:

 При 20 ° С;

 при 50 ° С.

-

 245

 20

 3,7

 16

 2,8

 21

 3,6

 22

 3,9 7,8 3,65

 18

 3,1

 9-19

 3,78

-

 3,1

 2,5

 4,6

-

 3,1

-

 3,1

-

 5,7

 Зміст% мас .:

 парафінів (ГОСТ 11851-85); асфальтенов; смол.

 0,54

 2,10 11,0

 8,3

 0,16 2,54

 8,2

 0,13 2.92

 7,1

 0,20 2,53

 12,1

 0,08 4,02

 8,1

 0,13 2,59

 7,9

 0,12 3,01

 8,80

 0,14

 5,00

 5,0

 0,2

 2,98

 6,8

 0,39

 3,98

 6,7

 0,03

 1,76

 4,2

 0,07

 2.73

 2,1

 0,9

 6,0

 Початок кипіння, ° С, фракційний склад,% об'єм: до 150 ° С;

 до 200 ° С;

 до 250 ° С;

 до 300 ° С.

-

-

-

 - 10,2 19.5 29,2 45,0 20,0 30,5 40,0 52.0 11,9 21,5 31,9 46,5 6,5 14,5 24,0 39,0 9,6 19, 2 29,2 45,3

-

-

-

-

-

-

-

-

 12,8

 22,1

 31,5

 50,5

 7,5

 17,0

 27,0

 43,0

 6,7

 16,9

 30,5

 49,0

-

 26,5

-

 53.0

-

-

-

-

 Температура застигання, * С (ГОСТ 20287-74) -18 - +14 - 21 10-20 18 0 +4 +6 +15 - +20

Примітка; В *, Н *, X * - нафти Ван-Еганского, Новопортовского і Харьягінского родовищ відповідно.

Додаток 2.

Рис. 1.1. Фракційний склад нафт і конденсатів.

Конденсати: 1 - Харасавейського; 2 - Печорокожвінскій; 3 - Уренгойський;

4 - Васілковскій; 5 - Вуктильського; 6 - Средневіюльскій; 7 - Нафта СМТО;

8 - ДК.

Малюнок 1.2.

1 - коромисло; 2 - нерухомий штатив; 3 - регулювальний гвинт;

4 ? 6 - нерухоме вістря; 5 ? 7 - ліве і праве плече; 9 - поплавок;

10 ? 14 важки - рейтери

Рис.1.3. Залежність молекулярної маси конденсату від щільності

l - для деетанізірованного (ДК); n - для стбільного (СК) конденсату.
Структура і зміст теоретико-методологічного забезпечення педагогічної інтеграції

Боротьба Русі і Прибалтики з німецькою шведською і литовською агресією в 13 віці
Методичний реферат по Історії Вітчизни студентки УлГУ юридичного факультету групи Ю-11 Дерябіной Олени. БОРОТЬБА РУСІ І ПРИБАЛТИКИ З НІМЕЦЬКОЮ, ШВЕДСЬКОЮ І ЛИТОВСЬКОЮ АГРЕСІЄЮ В 13 ВІЦІ. ПЛАН: 1. НАРОДИ ПРИБАЛТИКИ: 1) місце проживання і заняття: а) землеробство; б) ремесла; в) торгівля. 2)

Доход, затраты и прибыль коммерческого банка
ВСТУП У недавньому минулому комерційні банки займали особливе положення в економіці західних країн. Державні органи завжди підтримували банки у разі кризи ліквідності або при загрозі банкрутства, щоб гарантувати стабільність фінансової системи. При цьому фінансове законодавство

Спирти
Оформлення курсової 1.Тітульний лист Курсова робота з хімії Тема: Спирти. Виконав: Юрченко Антон Перевірила: Іманкулова Т.А. Арсеньєв 1999р. 2.Содержание курсової роботи а) Будова б) Фізичні та хімічні властивості в) Отримання і застосування Додаткова література 3.Охрана навколишнього середовища

Очищення від пестицидів
Міністерство загального і професійного освіти Російської Федерації САРАТОВСКИЙ ДЕРЖАВНИЙ УНІВЕРСИТЕТ ім. Н.Г.Чернишевського Кафедра технічної хімії і каталізу РЕФЕРАТ ОЧИЩЕННЯ ВІД ПЕСТИЦИДІВ Виконав: Саратов -1998- ЗМІСТ Введення...3 1. Шляхи надходження пестицидів...4 2. Основні класи пестицидных

Культура доколумбовой Америки
Своєрідною чарівністю володіють культури доколумбовой Америки - культури майі, ацтеков і инков, тісно пов'язані спільністю міської цивілізації. Істотне те, що в Мезоамеріке і Перу, подібно Месопотамії, Древньому Єгипту і інш., процес виникнення і розвитку міста протікав в «чистому» вигляді,

Білки
Реферат з хімії Тема: Білки. Виконала учениця 11 Б класу Середньої школи №84 Ярославль 2004 Зміст. 1. Зміст ... 2 2. Введення ... 3 3. Будова білків ... 5 4. Класифікація білків ... .8 5. Фізичні властивості ... ..11 6. Хімічні властивості 1) Гідратація ... 12 2) Денатурація ... ..13 3) Піноутворення

© 2014-2022  8ref.com - українські реферати