Download Đề cương ôn tập môn HÓA HỌC DẦU MỎ Trường Đại Học Mỏ Địa Chất Hà Nội

Chương 1: Nguồn gốc của dầu mỏ và khí1.1: Kn DM và KTNDM: hỗn hợp HC lỏng hòa tan, phân tán các HC khí, rắn và nhiều hc dị tố của S, N, O và các kim loại. DM chứa nc khoáng ( ion Na+, Ca2+…) ở dạng nhũ tương, các tạp chất vô cơ, cơ học ở dạng huyền phù. DM vừa là dd, nhũ tương, huyền phù, có màu sẫm đen, nhớt, d= 0,8 ~ 1 glKTN: tập hợp các khí C (14..) , thường tồn tại thành nhug mỏ khí hoặc ở trên các lớp DM, và chứa các khí vô cơ ( N2, H2S, CO2…)Đặc điểm chung DM và KTN: tp định tính, định lượng của mỏ dầu, khí thay đổi theo các mỏ…1.2 Nguồn gốc vô cơ:DM dc hình thành từ các hợp chất vô cơ có trong lòng Trái đất như các cacbua kim loại : Al4C3, CaC2, FeC… Các chất này bị phân hủy bởi nước để tạo ra CH4 và C2H2:•Al4C3+ 12H2O 4Al(OH)3+ 3CH4•CaC2+ 2H2O Ca(OH)2+ C2H2•C + H2O CH4 + CO2Các chất khởi đầu đó (CH4, C2H2) qua quá trình biến đổi dưới tác dụng của nhiệt độ, áp suất cao trong lòng đất và xúc tác là các khoáng sét, tạo thành các hydrocacbon có trong dầu khíVấn đề mà thuyết vô cơ k thể giải thích được:•Trong vỏ quả đất, hàm lượng cacbua kim loại là không đáng kể•Các hydrocacbon thường gặp trong các lớp trầm tích, tại đó nhiệt độ ít khi vượt quá 150200 oC (vì áp suất rất cao), nên không đủ nhiệt độ cần thiết cho phản ứng hóa học xảy ra

Chương 1: Nguồn gốc của dầu mỏ và khí 1.1: Kn DM và KTN

DM : hỗn hợp HC lỏng hòa tan, phân tán các HC khí, rắn và nhiều hc dị tố của S, N, O và các kim

loại DM chứa nc khoáng ( ion Na+, Ca2+…) ở dạng nhũ tương, các tạp chất vô cơ, cơ học ở dạng huyền phù DM vừa là dd, nhũ tương, huyền phù, có màu sẫm đen, nhớt, d= 0,8 ~ 1 g/l

KTN : tập hợp các khí C (1-4 ) , thường tồn tại thành nhug mỏ khí hoặc ở trên các lớp DM, và

chứa các khí vô cơ ( N2, H2S, CO2…)

Đặc điểm chung DM và KTN : tp định tính, định lượng của mỏ dầu, khí thay đổi theo các mỏ… 1.2 Nguồn gốc vô cơ:

 DM dc hình thành từ các hợp chất vô cơ có trong lòng Trái đất như các cacbua kim loại : Al4C3, CaC2, FeC… Các chất này bị phân hủy bởi nước để tạo ra CH4 và C2H2:

 Al4C3+ 12H2O 4Al(OH)3+ 3CH4

 CaC2+ 2H2O Ca(OH)2+ C2H2

 C + H2O CH4 + CO2

 Các chất khởi đầu đó (CH4, C2H2) qua quá trình biến đổi dưới tác dụng của nhiệt độ, áp suất cao trong lòng đất và xúc tác là các khoáng sét, tạo thành các hydrocacbon có trong dầu khí

 Vấn đề mà thuyết vô cơ k thể giải thích được:

 Trong vỏ quả đất, hàm lượng cacbua kim loại là không đáng kể

 Các hydrocacbon thường gặp trong các lớp trầm tích, tại đó nhiệt độ ít khi vượt quá

150-200 oC (vì áp suất rất cao), nên không đủ nhiệt độ cần thiết cho phản ứng hóa học xảy ra

1.3 Nguồn gốc hữu cơ:

 Gồm 4 gđ chính:

1.3.1: tích đọng các vật liệu hữu cơ ban đầu:

+ lớp trầm tích ở đáy biển

Sự lắng đọng trong tự nhiên xảy ra rất chậm

Vi khuẩn, To, P, bức xạ

Hàng chục – trăm triệu năm

Vi khuẩn, To, P, bức xạ Hàng chục – trăm triệu năm

1.3.2: biến đổi các chất hữu cơ ban đầu  dầu khí

 dầu càng nhiều tuổi thì càng chứa nhiều khí, mỏ khí có tuổi cao hơn mỏ dầu

1.3.3 sự di cư của D – K đến các bồn chứa thiên nhiên

 Xảy ra trong các lớp sa thạch đá vôi hoặc các loại nham thạch có độ rỗng, xốp lớn

 Dầu sẽ ở lại trân đó nếu các đá này có khả năng giữ và bảo vệ nó  tạo được các bồn chứa thiên nhiên

1.3.4 biến đổi tiếp tục trong các bồn chứa thiên nhiên

T/c của DK biến đổi ít, theo hướng sau:

 Tăng độ biến chất do ảnh hưởng của t, xt, vk, chất lượng phóng xạ…

 Các bẫy nằm k sâu, tầng đá chắn k đủ bảo vệ thì DK có thể bay hơi, nước xâm nhập vào => tang qtr OXH => dầu nặng them, nhiều nhựa

 Càng sâu thì t và P đều tang => phân tử lớn, mạch dài, cấu trúc phức tạp sẽphân hủy nhiệt, tạo thành các chất có phân tử nhỏ hơn, cấu trúc đơn giản hơn, số lượng vòng thơm ít hơn

 DK trong tn có chung nguồn gốc; nơi nào có dầu cũng sẽ có khí và ngược lại

 do qtr di cư nên mặc dù chúng dc sinh ra cùng một nơi hoặc cũng có thể ở những nơi cách xa nhau vì vậy có thể gặp những mỏ dk có chung nguồn gốc nhưng lại ở cách xa nhau

 tuổi dầu càng cao thì càng chứa nhiều hydrocacbon với trọng lượng phân tử càng nhỏ: tuổi dầu cao tức là thời gian tồn tại của DK là cao, thời gian tồn tại càng cao thúc đẩy quá trình cracking xảy ra mạnh hơn, cắt những phân tử mạch dài, phúc tạp thành những phân tử mạch ngắn hơn, đơn giản hơn và nhỏ hơn

Những hiện tượng thuyết hữu cơ chưa gt dc: khi phân hủy các ptu lớn thành pt nhỏ thì phải

dẫn đến ptu k no; dị tố S có mặt nhiều trong DM

 Một số vẫn tin vào thuyết vô cơ

T, P, xt, Thời gian dài

Những hc có cấu trúc phức

tạp, mạch dài, mạch vòng có

nhiều nhánh phụ

Các hc có M nhỏ hơn, cấu trúc đơn giản hoặc các khí có M nhỏ

D – K được tạo thành rải rác trong

lớp trầm tích (đá mẹ)

P rất cao Biến động địa chất

Đẩy ra ngoài và di

cư đến nơi mới

Chương 2: Thành phần hóa học và phân loại DM

1 Tp hóa học cuả DM

1.1 Các hc HC của DM:

 HC là tp quan trong nhất của DM

 Thường chia thành 3 loại:

 Các HC paraffin

 Các HC vòng no hay các HC naphten

 Các HC thơm hay aromatic

 không có các hc k no vì chúng k bền và sẽ tự chuyển thành các hợp chất bền hơn như ankal…

1.1.1 Các hc Parafin của DM:

 Tất cả các n – paraffin từ C1 – C45 đều đã dc xđ

 Các n–parafin chiếm đa số (25–30% thể tích) chúng có số nguyên tử từ C1đến C45

 Hàm lượng các parafin lớn quá cao, dầu có thể bị đông đặc, gây khó khăn cho quá trình vận chuyển

 Các izo –parafin thường chỉ nằm ở phân nhẹ và phần có nhiệt độ sôi trung bình và cao của dầu thường rất ít

 dầu càng nhẹ càng chứa nhiều paraffin

1.1.2 Các hc Naphten:

 Naphten: Một trong số HC phổ biến và quan trọng trong dầu mỏ, dầu càng nặng càng nhiều Naphten

 Hàm lượng từ 30 đến 60% trọng lượng

 3 dạng chính: dạng vòng 5, 6 cạnh, cũng có thể ở dạng ngưng tụ 2 hoặc 3 vòng hoặc qua cầu nối

R R (CH2 )10-CH3

CH3 R

(CH2)11-CH3

CH3

H3C

Naphten dc coi là họ HC có gtri nhất trong DM vì:

 Dễ chuyển hóa thành aromatic có ON cao cho xăng và làm chất trung gian cho CNHD

 Có CN đủ cao để dung làm nhiên liệu diesel

 Có trị số độ nhớt đủ lớn

 Có nhiệt độ đông đặc k cao, thuận lợi cho việc làm nhiên liệu phản lực

 K tạo nhiều khói muội khi cháy

 Naphtenic trong dầu mỏ còn là nguyên liệu quý để từ đó điều chế các hydrocacbon thơm: benzen, toluen, xylen…

1.1.3 Các HC thơm hay aromatic

 Hàm lượng ít hơn paraffin và naphten (15%), độ thơm (số ntu C ở vòng thơm/ số ntu C của dầu) thấp hơn rất nhiều

 Trong dm có chứa cả loại 1 hoặc nhiều vòng

 Loại HC thơm 1 vòng và các đồng đẳng của nó là loại phổ biến nhất, có giá trị cho xăng

và nguyên liệu hóa dầu

 Benzene thường ít gặp

 Đồng đẳng của benzene (C7 – C17) đều đã tách và xđ dc trong nhiều loại dm

 Ảnh hưởng của HC thơm đến phẩm chất của dầu:

 Loại HC thơm 1 vòng và các đồng đẳng của nó là loại phổ biến nhất, có giá trị cho xăng

và nguyên liệu hóa dầu

 Loại HC thơm đơn vòng có mạch dài dung làm cấu tử cho dầu bôi trơn do có chỉ số độ nhớt cao, T đông đặc thấp

 Loại nhiều vòng làm giảm phẩm chất của dầu:

 Gây ngộ độc xt

 Cháy cho nhiều muội than

 CN thấp làm giảm phẩm chất của nhiên liệu phản lực và diesel

 Khó cracking

1.1.4 Các hc lai hợp

 ở những phân đoạn có T sôi cao thì HC dạng lai hợp phổ biến và chiếm đa số

 Cấu trúc gần giống với cấu trúc hỗn hợp trong các vật liệu hữu cơ ban đầu tạo thành dầu, cho nên dầu có độ biến chất thấp thì sẽ càng nhiều HC loại này

1.2 Các hc phi HC:

 Nhóm chất chứa đồng thời O, N, S thuộc nhóm chất nhựa asphalten

 Hàm lg phụ thuộc vào:

 Độ biến chất của dầu: dầu non có độ biến chất thấp, hàm lg các hc chứa các dị nto cao hơn

so với các loại dầu già có độ biến chất lớn

 Loại vật liệu hữu cơ ban đầu tạo ra dầu qđ hàm lg và tỉ lệ từng loại hc của O, N, S trong dầu, cần chú ý, hàm lg O, N, S trong dầu rất ít, tuy nhiên nhug nto này thường kết hợp với các gốc HC do đó hàm lượng của chúng khá lớn

 Ảnh hưởng đến dầu: Dị tố càng nhiều, dầu càng xấu, càng khó chế biến

 Cần loại bỏ tối đa các hc dị tố đặc biệt là S, KL, N

1.2.1: Các hc của S

 Là loại hc phổ biến và gây thiệt hại nhất trong các hc dị tố (0,05 – 5%), dầu ít S thg có hàm lg 0,3 – 0,5%, nhiều S: 1 – 2%

 So sánh về tpnt S trong dm và giới sinh vật cho ta ý niệm về nguồn gốc sinh vật của dm:

 Tvat có: 0,1 -0,4%;

 Cơ thể ng: 0,14%;

 Đv nhuyễn thể: 0,4%

 Tảo biển chứa nhiều hơn, có loại tới 13%

 Xđ dc 250 loại hc của S, thuộc các họ:

 Nhóm 1: Mercaptan R – S – H, chiếm 2 – 10% tổng số S trong dm

 Nhóm 2: Sunfua R – S – R’ , disunfua R – S – S – R’

 Nhóm 3: Sunfua vòng không no, nhóm Thiophen (rất khó loại ra khỏi dm)

 Nhóm 4: S dưới dạng tự do và S dạng H2S:

 Chỉ có ở 1 số loại dầu

 Hàm lg thay đổi trong 1 phạm vi rộng (0,008 – 0,48%)

 T/c chung của hc S:

 Hàm lg S tang nhanh theo T chưng cất các pđ

 Giảm phẩm chất của dầu :

 Dễ phân hủy nhiệt hoặc tương tác với H2 tạo H2S gây ăn mòn

 Dễ hấp phụ lên bề mặt chất xt rắn gây ngộ độc xt, cản trở , tăng chi phí chế biến

 Có mùi khó chịu, Khi đốt tạo SO2 gây ô nhiễm mtrg, mưa axit, ăn mòn…

 Giảm hiệu lực của 1 số phụ gia dầu bôi chon

1.2.2: hc của N

 Ít hơn S (0,01 – 1%) chủ yếu trong các pđ có T sôi cao, với các pđ nhẹ các hc chứa N chỉ thấy dưới dạng vết

 Chia thành 2 nhóm: trung tính và bazo

 Trung tính: các hc dị vòng 5, amit, hàm lg > 50%

 Nhóm bazo dị vòng thơm

 ngộ độc xt (ít hơn S), k có lợi cho các qtr chế biến DM

1.2.3: Các hc của Oxy

 Có dạng:

 Axit ( - COOH), xeeton ( - C = O), phenol, furan

 Rượu, este, lacton

 Hc chứa O dưới dạng axit là nhiều, quan trọng và tập trung nhiều hơn ở pđ T strung bình

 Ảnh hưởng của chúng tới phẩm chất dầu:

 Chúng k độc hại, k làm giảm phẩm chất của dầu

 1 số trường hợp còn có lợi

 Axit và muối của chúng dc dung làm xà phòng, làm chất nhũ hóa

1.3: Các chất nhựa và asphalten của DM

 Có trong cặn chân k của DM:

 Trong cấu trúc pt ngoài C, H còn có các nto khác: S, O, N ,

 Có M rất lớn, từ 500 – 600 ptu trở lên

 Chỉ có mặt trong các pđ có Ts cao và cặn của DM

 Ảnh hưởng đến chất lượng dầu:

 Giảm phẩm chất của dầu

 Sản xuất nhựa đường, chất chống thấm

1.4: các chất vô cơ trong DM

1.4.1: Các kl trong DM:

 Hàm lượng vài phần triệu đến vài phần vạn và ở các pđ có Ts cao

 tồn tại dưới dạng phức với các hc hữu cơ, prophirin, và với các chất hữu cơ khác trong DM: Ni, Va…

 DM chứa nhiều S : tỉ lệ V/Ni thường lớn hơn 1 (3 – 10 lần)

 DM chứa ít S : tỉ lệ V/Ni thường nhỏ hơn 1 (0,1)

1.4.2: Nc lẫn trong DM (nc khoan)

 DM khai thác lên chứa nhiều nc

 Sau khi được tách sơ bộ trong thiết bị tách 3 pha, phần còn lại chủ yếu là các nhũ tương

 Trong nc hòa tan nhiều muối khoáng

 Các cation của nc khoan thg gặp: Na+, Ca2+, Mg2+, và một lượng nhỏ Fe2+, K+

 Các anion thg gặp: Cl-, HCO3-, ít hơn có SO42-, CO32-,Br-,I-,HS-…

 1 số oxit KL k tan

2 Phân loại DM 2,1 Theo tp hóa hỗn hợp: DM chứa chủ yếu 3 nhóm:

Họ chất

 Dầu chứa nhiều naphten nhất ; K có dầu aromatic cì loại này k có nhiều

2,2 Theo tp hóa học: Chia thành 5 nhóm: Dầu P; Dầu P – N; Dầu N; Dầu P – N – A; Dầu N – A

 hạn chế của pp này: từ Ts 200 độ k có các ptu Naphten, aromatic

2,3 Theo tỷ khối: 3 cấp: dầu nhẹ (<0,828); TB (0,828 – 0,884); nặng (>0,884); 4 cấp: nhẹ, TB,

nặng, rất nặng

2,4 Theo hàm lg S: Dầu ít S (0 – 0,5% S); dầu S TB (0,5 – 1); dầu S (1-3); dầu nhiều S (>3) 2,5 Theo HC bằng cách dựa vào tỷ trọng và Ts: Theo hệ số đặc trưng KUOP, hay hệ số đặc trưng Waston Kw

KUOP = 1,8 Ts/d với d: tỉ khối ở 60oF hay 15,6o C; Ts là Ts Rankine

 Parafin: 12 -13; Cycloparafin: 11 -12; Aromatic: 9,5 – 10,5

 Theo chỉ số tương quan: CI = 473,7d – 456,8 + 48,64/K

 CI = 0 dầu thuộc họ paraffinic; CI = 100 dầu thuộc họ Aromatic

3 Thành phần của khí:

 Khí HC trong thiên nhiên: khí thiên nhên và khí đồng hành

 KTN thu dc từ các mỏ khí; Khí đồng hành thu dc trong qtr KT DM

4 Tp hóa học các pđ DM: Chế biến DM chia thành từng pđ hẹp với các khoảng Ts nhất đinh

 Những pđ này dc sd để sx 1 vài loại sp nên chúng mang tên theo các loại sp đó:

 Pđ khí: Ts <40 (C 1-4)

 Pđ xăng: Ts <180 (C 5 – 10)

 Pđ Kerosen: Ts 180 – 250 ( C 11 – 14)

 Pđ Gas – oil: 250 – 350 (C 15 – 20)

 Pđ dầu nhờn: (Pđ Gas – oil chân k) Ts 350 – 500 ( C 21 – 35 hoặc 40)

 Pđ cặn chân k

Chương 3: Tính chất hóa lý quan trọng của DM 1: Áp suất hơi bão hòa:

 Áp suất hơi bảo hoà chính là áp suất hơi mà tại đó thể hơi nằm cân bằng với thể lỏng trong một nhiệt độ nhất định

P = A exp( - ∆H VOP / RT ) hay Ln P = A/T + B

 Đối với một phân đoạn dầu mỏ thì áp suất hơi của nó ngoài sự phụ thuộc vào nhiệt độ, còn phụ thuộc vào thành phần các hydrocacbon có áp suất riêng phần khác nhau

 Áp suất hơi của phân đoạn mang tính chất cộng tính của các thành phần trong đó và tuân

theo định luật Raoult: P = ∑Pi.xi

Với: Pi, xi là áp suất riêng phần và nồng độ phần mol của cấu tử i trong phân đọan

 Để xác định áp suất hơi bảo hoà thường người ta sử dụng bom Reid nên áp suất hơi bảo hoà thường gọi là áp suất hơi bảo hoà Reid (TVR):

 đo ở 37,8 oC hay 100oF

 nhược điểm: P (Reid) thường nhở hơn P thực 5 – 9%

 để đánh giá chất lượng các sp DM dung RVP

 Để đánh giá DM, pđ DM để hoạch định công nghệ chế biến dung TVP

 Áp suất hơi bảo hoà đặc trưng cho các phần nhẹ trong dầu thô cũng như các phân đoạn dầu

mỏ Đối với xăng nhiên liệu thì giá trị này có ảnh hưởng lớn đến khả năng khởi động của động

cơ, khi giá trị này càng lớn thì động cơ càng dễ khởi động Nhưng nếu giá trị này lớn quá thì chúng sẽ gây mất mát vật chất và dễ tạo ra hiện tượng nút hơi

2 Đường cong chưng cất:

 Khi nghiên cứu DM, cần qtam đến mức độ bay hơi hay tỉ lệ bay hơi ở 1 nhiệt độ nào đó

 Đường cong chưng cất cho biết sự phụ thuộc của % V phần cất vào nhiệt độ

 Dạng đường cong phụ thuộc vào bản chất, tp dung dịch, thiết bị chưng cất

 Phụ thuộc vào thiết bị chưng cất có:

 Đường cong Flash

 Đường cong ASTM

 Đường cong điểm sôi thực

 cho biết qh lượng pha lỏng và hơi ở các nhiệt độ khác nhau trong các thiết bị

2.1 Đường cong Flash:

 Cho biết qh lượng pha lỏng và hơi ở các nhiệ độ trong thiết bị chưng cất bình đẳng áp, có

độ phân giải tương ứng với 1 đĩa lý thuyết

 Các xđ:

 Với hệ 2 cấu tử: có thể xđ đường cong flash dựa vào giản đồ trạng thái cân bằng của hệ

 Với hệ nhiều cấu tử: xđ bằng thực nghiệm:

 Dẫn vào 1 bình kín, giữ P, T, k đổi trong 1 thời gian

 Tách pha lỏng hơi

 Xđ lượng các pha được 1 điểm chung của đường flash

2.2 Đường cong ASTM

 Cho biết qh lượng pha lỏng, hơi ở các nhiệt độ trong thiết bị chưng cất tiêu chuẩn ASTM

 Cách xác định:

 Dẫn 100ml vào bình

 Lắp dụng cụ giống như tiêu chuẩn

 Tiến hành gia nhiệt

 Ghi lại nhiệt độ theo % mẫu trong ống đong

 ống sinh hàn có T 0 – 1 độ Cống đong phải đặt trong mtr 0-4 độ C

2.3 Đường cong điểm sôi thực:

 Cho biết qh lượng pha lỏng, hơi ở các T khi chưng cất trong thiết bị chưng cất có số đĩa lý thuyết 15 – 18, độ hồi lưu 5, tiêu chuẩn ASTM P 2892

 Chưa phản ánh đúng Ts thực của các hợp phần

 trên lý thuyết đường cong điểm sôi thực phải là đường bậc thang

 Thực tế không thu dc đường cong như vậỵ

2.4 Nhiệt độ chưng cất

T/c bay hơi: độ bay hơi hay tỉ lệ

bay hơi ở 1 nhiệt độ nghiên cứu

Thiết kế thiết bị, đường ống trong quá trình bảo quản, vẫn chuyển, sử dụng

 Ts đầu (To) : là T đọc dc trên nhiệt kế vào lúc giọt chất lỏng ngưng tụ đầu tiên chảy ra từ cuối ống ngưng tụ

 Ts cuối (Tf): là T cao nhất đạt dc trong quá trình chưng cất

 Ts 10% (T10): là T đọc trên nhiệt kế tương ứng khi thu dc 10% chất lỏng trong ống thu

 Đặc điểm:

 1 số chất phân hủy ở T cao nên trong nhiều TH k thể đạt đến T100

 Phần cặn (residue): phần thu dc khi dừng chưng cất

 Nhiều khi V distillat thu dc trong ống k phải là V đã bay hơi do bị thất thoát

Vd = Vt + Vo với : Vd: V distillat hiệu chỉnh; Vt: V distillat thực thu dc; Vo: V mất mát

 Cách hiệu chỉnh: dịch chuyển đường Vt 1 đoạn Vo về phía phải

3 Nhiệt độ chớp lửa, nhiệt độ bắt cháy

 T chớp lửa: T mà hơi nhiên liệu lóe cháy rồi tắt khi tiếp xúc với ngọn lửa

 Xđ:

 Đun nóng từ từ nhiên liệu trong 1 cốc

 Sau 1 thời gian quy định , phóng 1 tia lửa song song với mặt thoáng của nhiên liệu, cách mặt thoáng 1 khoảng quy định

 Ghi lại T mà có chớp lửa lóe sang

 Nhiệt độ chớp lửa côc hở

 Nhiệt độ bắt lửa cốc kín

 Do hơi bị khuếch tán nên T chớp lửa cốc kín, hở khác nhau càng nhiều khi T chớp lưa càng cao

 Nhiệt độ bắt cháy: là T nhiên liệu bốc cháy và duy trì ngọn lửa trong 5s khi đưa ngọn lửa vào pha hơi của nó

 Xđ T chớp lửa và bắt cháy:

 Khó xđ chính xác, T chớp lửa cốc kín chính xác hơn cốc hở nên hay dung

 T chớp lửa = 0,64T10 – 62 [oC]

 Dụng cụ: có nhiều dụng cụ đo khác nhau nên các số liệu luôn đè cập đến pp

 T tự bốc cháy:

 T mà nhiên liệu tự bốc cháy và k tx với ngọn lửa

 Giới hạn cháy nổ: hơi nhiên liệu + kk hoặc Oxi ( tỉ lệ thik hợp – giới hạn nổ )  cháy nổ

 Giới hạn cháy nổ phụ thuộc: bản chất, áp suất, T

 G/hạn dưới: nồng độ nh/liệu thấp nhất trong hỗn hợp oxy,không khí có thể gây ra cháy nổ

 Giới hạn trên: vẫn gây ra sự cháy nổ

5 Tỷ khối và khối lượng riêng:

5,1 KLR: Đo ở 60oF hay 15,6oC, đơn vị g/cm3 hay kg/m3

 Đặc điểm: hầu hết DM có =0.81 – 0.9 g/cm3

 Tăng theo dãy P – N – A và T chưng cất

 KLR của LPG là 0,5 – 0,56; xăng là 0,7 – 0,79; nhiên liệu phản lực: 0,78 – 0,84; DO là 0,82 – 0,9; dầu nhờn: 0,84 – 0,95; dầu mazut: 0,92 – 1; bitum: 1 – 1,1

5,2 Tỉ khối: là tỉ số giữa khối lg riêng của nó với KLR của chấtđược đo trong nhug đk xđ

 Trong tài liệu Anh – Mĩ dùng oAPI = 141,5/d60

60 – 131,5

 Khi d tang từ 0,7 đến 1 thì API tang từ 7,06 => 10

 Sự ảnh hưởng của T, P lên tỉ khối và KLR:

 P ít ảnh hưởng, chỉ khi P thay đổi nhiều mới cần chú ý

 Tỉ khối và KLR giảm theo T và giảm nhanh ở vùng gần T tới hạn

6 Niệt dung, Entanpy, nhiệt bay hơi

6,1 nhiệt dung: Tang theo T, hệ số Kw và giảm theo tỉ khối , ít phụ thuộc P