Нафти – це природні маслянисті горючі рідини зі своєрідним запахом. Вони мають різноманітну консистенцію – від легкоплинних до густих, малорухомих. Колір нафт у більшості випадків бурий і темнокоричневий (до чорного), рідше жовтий і зеленуватий і зовсім рідко зустрічається майже безбарвна, так звана «біла нафта». Колір нафт залежить від розчинених в них смол. Нафта являє собою суміш рідких вуглеводнів (парафінових, нафтенових і ароматичних), в якій розчинені газоподібні та тверді вуглеводні. У незначних кількостях вона містить сірчані й азотні сполуки, органічні кислоти та деякі інші хімічні сполуки.
З фізичної точки зору нафта розглядається як розчин газоподібних і твердих вуглеводнів у рідині. Природна нафта, що добувається з надр Землі, завжди містить певну кількість розчинених у ній газів (супутні природні гази), головним чином метану і його гомологів.
Аналіз нафт з виділенням індивідуальних сполук вимагає багато часу. У технологічних розрахунках при визначенні якості сировини, продуктів нафтопереробки і нафтохімії часто використовуються дані технічного аналізу, який полягає у визначенні деяких фізичних, хімічних й експлуатаційних властивостей нафтопродуктів. З цією метою використовують наступні методи, що в комплексі дають можливість охарактеризувати товарні властивості нафтопродуктів у різноманітних умовах експлуатації, пов'язати їх зі складом продуктів, що аналізуються, дати рекомендації щодо найбільш раціонального їх використання:
• фізичні – визначення густини, в'язкості, температури плавлення, замерзання і кипіння, теплоти згоряння, молекулярної маси, а також деяких умовних показників (пенетрація, дуктильність);
• хімічні, що застосовують класичні прийоми аналітичної хімії;
• фізико-хімічні – колориметрія, потенціо-метричне титрування, нефелометрія, рефрактометрія, спектроскопія, хроматографія;
• спеціальні – визначення октанового і метанового чисел моторного палива, хімічної стабільності палив і масел, корозійної активності, температури спалаху і займання та ін.
Густина. Нафти розрізняються за густиною, тобто за масою, що міститься в одиниці їх об'єму. Якщо в посудину з нафтою налити воду, то, за винятком рідкісних випадків, нафта спливає. Зазвичай вона легша за воду. Густина нафти, виміряна при температурі 20°С, віднесена до густини води, виміряної при 4°С, називається відносною густиною нафти. Визначення густини можна проводити при будь-якій температурі, а потім вирахувати значення відносної густини, використовуючи коефіцієнт об'ємного розширення, значення якого наводяться у довідковій літературі.
Відносна густина нафт коливається в межах 0,5–1,05 кг/дм3 (зазвичай 0,82–0,95). Нафти з відносною густиною до 0,85 називаються легкими. Своєю легкістю вони зобов'язані переважанню в їх складі метанових вуглеводнів. Відносну густину від 0,85 до 0,90 мають середні нафти, а вище 0,90 – важкі. У важких нафтах містяться переважно циклічні вуглеводні.
Густина нафти залежить від багатьох факторів: хімічної природи речовин, що до неї входять, фракційного складу, кількості смолистих речовин, кількості розчинених газів та ін. Густина нафти залежить від глибини залягання, як правило, зменшуючись з її збільшенням. Винятки з цього правила пояснюють вторинними явищами, наприклад міграцією легких нафт у більш високі горизонти залягання.
При визначенні густини нафт і нафтопродуктів звичайно користуються кількома методами: за до ареометрів (нафтоденсиметрів), методом зваженої краплі, за до гідростатичних ваг, пікнометричним методом (найбільш точний).
У поєднанні з іншими показниками (коефіцієнт заломлювання, молекулярна маса) густина використовується для визначення вуглеводневого чи структурно-групового складу нафтових фракцій.
В'язкісні властивості. При видобутку і транспортуванні нафти велике значення має така її властивість, як в'язкість. Розрізняють динамічну і кінематичну в'язкість. Динамічною в'язкістю називається внутрішній опір (тертя) окремих часток рідини руху загального потоку.
У легких нафт в'язкість менша, ніж у важких. Вона зменшується також з підвищенням температури, оскільки при цьому збільшується відстань між молекулами. Тому при видобуванні та подальшому транспортуванні трубопроводами важкі нафти вимагають підігріву. При 80–100°С в'язкість важких нафт наближається до в'язкості легких.
Объяснение:
ответ: 10,64%
Дано:
m₁(p-pa BaCl₂) = 120 г
ω₁(BaCl₂) = 2% или 0,02
+ m'(BaCl₂) = 11.6 г
ω₂(BaCl₂) - ?
Объяснение:
Находим массу хлорида бария в начальном р-ре:
m₁(BaCl₂) = m₁(p-pa BaCl₂)*ω(BaCl₂)
m₁(BaCl₂) = 120 г*0,02 = 2,4 г
Находим общую массу хлорида бария:
m₂(BaCl₂) = m₁(BaCl₂) + m'(BaCl₂)
m₂(BaCl₂) = 2,4 г + 11,6 г = 14 г
Находим массу полученного р-ра:
m₂(p-pa BaCl₂) = m₁(p-pa BaCl₂) + m'(BaCl₂)
m₂(p-pa BaCl₂) = 120 г + 11,6 г = 131,6 г
Находим массовую долю соли в полученном растворе:
ω₂(BaCl₂) = m₂(BaCl₂)/m₂(p-pa BaCl₂)
ω₂(BaCl₂) = 14 г/131,6 г = 0,1064 или 10,64%
ответ: 10,64%
2Cu + O2 = 2CuO
CuO + H2SO4 = CuSO4 + H2O
CuSO4 + 2KOH = Cu(OH)2 + K2SO4
Cu(OH)2 = CuO + H2O
CuO + 2HNO3 = Cu(NO3)2 + H2O