Классификация и экспертиза нефтепродуктов.

Введение
Нефть маслянистая жидкость от светло-бурого до черного цвета с характерным запахом. Она немного легче воды и практически в ней не растворяется. Так как нефть смесь различных углеводородов, то у нее нет определенной температуры кипения. Нефть сильно варьирует по цвету (от светло-коричневой, почти бесцветной, до темно-бурой, почти черной) и по плотности (от легкой 0,65-0,70 г/см3, до тяжелой 0,98-1,05 г/см3). Начало кипения нефти обычно выше 280С. температура застывания колеблется от +300 до 600С и зависит в основном от содержания парафина (чем его больше, тем температура застывания выше). Теплоемкость нефти 1,7-2,1 кДж/кг; теплота сгорания 43,7-46,2 мДж/кг; диэлектрическая проницаемость2-2,5; электрическая проводимость 2.10-10-0,3.10-18 ом-1.см-1. Вязкость изменяется в широких пределах и зависит от химического и фракционного состава нефти и смолистости (содержания в ней асфальтосмолистых веществ). Температура вспышки нефти колеблется от 35 до 1200С в зависимости от фракционного состава и давления насыщенных паров. Нефть растворима в органических растворителях, в воде при обычных условиях практически нерастворима, но может образовывать с ней стойкие эмульсии.
Кроме углеводородов нефть содержит небольшие количества кислородных и сернистых соединений и совсем немного азотистых. Нефть и горючий газ встречаются в земных недрах как вместе, так и раздельно. Нефть включает в себя большую и сложную группу жидких, газообразных и твердых углеводородов, т.е. соединения углерода и водорода, а также иных примесей (азот, кислород и серу). Нефть и природный газ произошли из остатков древних растений и животных, отложившимся на морском дне. Основной способ классификации нефти - это классификация по плотности. Основными факторами от которых зависит плотность сырой нефти является температура и давление её образования.
В большей части осадочных бассейнов нефть становится легче с увеличением глубины. Более старые горные породы, глубоко залегающие пласты характеризуются высокими величинами плотности, а более молодые - низкими. По плотности определяют ценность нефти.
Также другим важным моментом в классификации нефти является количество примесей в ней. Сера является наиболее широко распространённой коррозийной примесью, которую нужно удалять на нефтеперебатывающем заводе. Поэтому цена на нефть с высоким содержанием нефти оказывается на много ниже, чем на низкосернистую нефть.
Нефтепродукты представляют собой смеси газообразных, жидких и твердых углеводородов, относящихся к разным классам и видам. Нефтепродукты получают путем переработки из сырой нефти и нефтяных газов.
Нефтепродукты можно условно поделить на несколько групп: во-первых, это топлива (бензин, керосин, мазут и газ); во-вторых, масла; в-третьих, твердые углеводороды (церезин, парафин); в-четвертых, битумы, и, наконец, консистентные смазки.
Помимо, этого, выделяются такие нефтепродукты, как бензол, кокс, толуол и ксилол.

Содержание

Содержание 2
Введение 3
1. Потребительские свойства нефти 5
2. Классификация нефтепродуктов 9
3. Таможенная экспертиза нефти 14
Заключение 24
Список использованной литературы 26

Список использованной литературы
1. Полищук Ю.М., Ященко И.Г. Анализ качества нефтей Евразии // Нефтяное хозяйство, 2002, 1, с. 66-68.
2. ТУ 39-1623-93. Нефть Российская, поставляемая для экспорта. - Введ. 01.02.93. - ИПТЭР АН РБ. - 11 с.
3. Ан В.В., Козин Е.С., Полищук Ю. М., Ященко И.Г. База данных по химии нефти и перспективы ее применения в геохимических исследованиях // Геология нефти и газа, 2000, 2, с.49-51.
4. Ан В.В., Козин Е.С., Полищук Ю.М., Ященко И.Г. Геоинформационная система для исследования закономерностей пространственного распределения ресурсов нефти и газа // Проблемы окружающей среды и природных ресурсов, 2000, 11, с. 15-24.
5. Авдеева Л.А., Ращепкина Н.С. О создании отечественного Банка качества нефти // Нефтяное хозяйство, 1996, 4, С. 63-65.
6. Дегтярев В.Н. О Банке качества нефти//Нефтяное хозяйство, 1997, 3, с. 62-63.
7. Мостовой Н., Хохлов А., Цодиков Ю. Перед тем как смешать // Нефть России, 2000, 3, с. 39-41.