Основные физические свойства и характеристики нефти и нефтепродуктов. Плотность нефти и методы определения плотности нефтепродуктов
Удельный вес нефти зависит от нескольких причин: во-пер-вых, от содержания легкокипящих фракций, обладающих низ-кими удельными весами, во-вторых, от содержания смолистых веществ с высокими удельными весами (около 1) и, в-третьих, от типа преобладающих в нефти углеводородов. В количествен-ном отношении влияние легкокипящих компонентов значитель-нее, чем влияние смол, так как разница в удельных весах легко-кипящих компонентов и средних фракций нефти выше, чем раз-ница между плотностями смол и средних фракций. Третья при-чина — характер преобладающих в нефти углеводородов, имеет значение главным образом для сравнения более или менее широ-ких нефтяных фракций с одинаковыми границами кипения.
Удельный вес нефти в среднем колеблется от 0,82 до 0,90, хотя известно много примеров, когда величина удельного веса поднимается почти до 1 или падает до 0,76. Последние случаи относятся к так называемым фильтрованным нефтям, или нефтям газоконденсатного происхождения; в таких нефтях отсутствуют высококипящие фракции, а сами нефти не могут рассматриваться как обладающие нормальными свойствами.
Величина удельного веса нефти и ее продуктов всегда опре-деляется при 20° С и относится к воде при 4° С. Температурный коэффициент расширения нефти довольно значителен и обычно выше для нефтей низкого удельного веса. Поправка, необходимая для приведения удельного веса к стандартной температуре в 20° С, различна для разных фракций нефти. Она может достигать вели-чины в 0,000897 для фракций с удельным весом около 0,70 и до 0,00063 для фракций с удельным весом около 0,90 на 1°. Для ароматических углеводородов эта поправка очень высока: для бензола 0,001067 на один градус и для толуола 0,000916. Если для какого-либо нефтяного продукта найден удельный вес при 14° С, равный 0,8244, то для вычисления удельного веса при 20° С надо вычесть из найденной величины ту, которая соответ-ствует для этого удельного веса поправке на 1°, помноженной на разность температур в градусах. Поправка по табл. 1 соста-вляет 0,000738, поэтому окончательный итог выражается:
8244 — 0,000738 (20—14) = 0,8200 г/мл.
|
Таблица 1 Температурные поправки удельных весов нефтяных фракций на 1° С
|
Для приведения удельного веса, определенного при темпера-туре выше 20° С, поправка прибавляется.
Данные приведенной таблицы имеют приблизительный харак-тер и ими пользуются в технических целях. Для узких нефтяных фракций, состав которых неизвестен, удобнее пользоваться пря-мым определением, так как табличные данные не учитывают химическую природу исследуемой фракции, хотя хорошо изве-стно, что поправка зависит от природы углеводородов.
Очень большое научное значение имеет удельный вес нефти из различных горизонтов одного и того же месторождения, т. е. отнесенный к различным глубинам. В этом отношении нефти можно разбить на три класса: 1) нефти, показывающие падение удельного веса с глубиной нефтяного горизонта; 2) нефти, пока-зывающие повышение удельного веса с глубиной, и 3) нефти, в которых удельный вес то падает, то повышается, т. е. не показывает определенной тенденции к изменению. Давно было подмечено, что во многих случаях удельный вес падает с глубиной. Статистическая обработка по материалам 250 место-рождений, проведенная А. А. Карцевым, показала, что к пер-вому классу из 250 нефтей относится 175 (70%), ко второму всего 30, или 12 %. Остальные относятся к третьему классу.
Таким образом, закономерность падения удельного веса с глу-биной проявляется весьма отчетливо. Причина этого явления усматривалась, в случае нефтей первого класса, в испарении нефтей, близких к поверхности, что должно было привести к уве-личению удельного веса. Наоборот, повышение удельного веса с глубиной рассматривалось как результат насыщения верхних нефтяных горизонтов газами и парами легких углеводородов из нижних горизонтов. Обе эти гипотезы не в состоянии объяс-нить причину перемежающихся удельных весов, хотя таких нефтей третьего класса известно достаточно много. Высказанные гипотезы, возможно, и имеют частичное значение в отдельных случаях, но их трудно распространить на все нефтяные месторо-ждения, так как ни испарение нефти, по существу дела явление вообще довольно сомнительное, ни обогащение ее легкими фрак-циями не могут иметь регионального характера, так как в луч-шем случае зависят от местных геологических условий.
Весь вопрос получил совершенно иное освещение, когда на ряде примеров было установлено, что удельный вес древних нефтей почти всегда ниже, чем у нефтей молодого геологического возраста. В связи с тем, что древние нефти имеют преимуще-ственно метановый тип, высказано было предположение, что на больших глубинах залегает нефть, в большей мере испытавшая метаморфизм под влиянием различных факторов вроде темпера-туры, каталитических влияний вмещающих пород и фактора времени, т. е. продолжительности существования нефти, которое, естественно, должно быть выше в случае древних нефтей.
Такой чисто геологический подход к решению вопроса об удельном весе нефти едва ли соответствует действительности. Известно, например, что нефти Северного Кавказа относятся к метановому типу, хотя возраст их не выше третичного. С другой стороны, известны и такие случаи, когда нефть залегает в очень древних отложениях и тем не менее обладает высоким удельным весом. Наконец, случаи, когда удельный вес по мере углубления то повышается, то понижается, трудно объяснить одними гео-логическими причинами, и в частности, фактом продолжитель-ности существования. Поэтому один геологический возраст сам по себе не может иметь решающего значения и имеет лишь стати-стический характер, так как понятно, что нефти, пролежавшие в недрах громадные промежутки времени, отделяющие наше время от древних геологических периодов, в большей мере могла испытать влияние и других факторов, кроме чисто геологических (в смысле возраста). Факторы превращения нефти могли иметь и случайный характер, но в течение громадных промежутков времени эта случайность неизбежно должна была превратиться в вероятность. В настоящее время уже известны и ближайшие причины падения удельного веса с глубиной: это, прежде всего, накопление легких фракций и появление в нефти возрастающих количеств метановых углеводородов.
Изменение удельного веса нефти в сторону его повышения в некоторых частных случаях можно объяснить осмолением нефти независимо от ее поверхностного испарения. Дело в том, что в нефтяных водах, сопровождающих нефть, могут развиваться особые виды анаэробных микроорганизмов, частично питающихся углеводородами, которые при этом частично превращаются в смо-листые вещества. Поэтому нефти, находящиеся в контакте с во-дами особого солевого состава, иногда показывают повышение удельного веса по глубине или по простиранию месторождения.
Такой механизм осмоления с некоторыми допущениями может быть приемлем для небольших залежей. Однако для крупных залежей, содержащих большие запасы нефти с ограниченной поверхностью водо-нефтяного контакта, трудно допустить бак-териальную переработку всей массы углеводородов.
Сейчас все более становится ясным, что тяжелая нефть на поверхности раздела с водой предохраняет основную массу от воздействия окислительных факторов. Обычно зона тяжелых нефтей в краевых частях залежи имеет очень ограниченное про-тяжение, за пределами которой располагается нефть с меньшим удельным весом.
В тех случаях, когда углеводородный состав не испытывает серьезных изменений от краевых к центральным частям залежи, механизм утяжеления нефти может быть хорошо объяснен грави-тационными причинами. Часть смолистых веществ, находящихся в субколлоидальном состоянии, склонна под действием сил тяго-тения опускаться вниз по падению нефтяного пласта к водо-нефтяному компоненту.
Владимир Хомутко
Время на чтение: 4 минуты
А А
Как определить абсолютную и относительную плотность нефти и нефтепродуктов?
– одна из важнейших характеристик нефти и нефтепродуктов, поэтому так важна точность её определения.
Различают два показателя этого параметра – абсолютный и относительный.
Абсолютной плотностью нефти и нефтепродуктов называют количество массы в единице объема. Она измеряется в граммах, килограммах и тоннах на кубический сантиметр или метр (г/см3, кг/м3). Определение этого показателя производят при 20-ти градусах Цельсия.
Относительная плотность представляет собой отношение плотности светлых нефтепродуктов или плотности нефти и темных нефтяных фракций, к значению этого параметра для дистиллированной воды при определенных температурах обеих жидкостей. Единицы измерения этот показатель не имеет. В нашей стране его определяют при 20-и градусах, а дистиллированной воды – при 4-х.
Этот показатель можно определить следующими методами:
- определение ареометром и денсиметром;
- пикнометрический метод;
- расчетный метод.
Измерение плотности нефтепродукта с помощью ареометра и денсиметра
Ареометры меряют как плотность нефти и нефтепродуктов, так и их температуру, а денсиметры – только плотность нефтепродуктов. Этот метод регламентируется ГОСТ-ом 3900 – 85 и заключается в том, что в исследуемый продукт погружают отградуированный ареометр, а затем производят отсчет показаний по шкале прибора при текущих условиях исследований. После этого полученный результат приводят к нормальному показателю при 20-ти градусах (для этого существует специальная таблица).
Эти измерительные средства имеют следующие пределы (г/см³):
- авиационные бензины – от 0,65 до 0,71;
- автомобильные бензины – от 0,71 до 0,77;
- керосин – от 0,77 до 0,83;
- дизтопливо и масла (индустриальные) – от 0,83 до 0,89;
- темные масла и нефтепродукты – от 0,89 до 0,95.
Процесс исследования происходит следующим образом:
| № | Полезная информация |
|---|---|
| 1 | стеклянный цилиндр устанавливается на ровную поверхность |
| 2 | затем в него наливают заранее взятую пробу исследуемого продукта таким образом, чтобы не образовались воздушные пузырьки, и не было потери объема от испарения |
| 3 | пузырьки, которые появляются на поверхности – убирают с помощью фильтровальной бумаги |
| 4 | замеряют температуру пробы перед замером и после него, используя тот же ареометр, или, в случае применения денсиметра, отдельным прибором (температура пробы должна быть постоянной с отклонениями не более 0,2 градуса) |
| 5 | осторожно опускают в сосуд сухой и чистый прибор, держа его за верхний конец |
| 6 | когда колебания измерителя прекратятся, считывают показания с верхнего или нижнего мениска (в зависимости от калибровки) |
| 7 | полученный результат является плотностью нефти или нефтепродукта при текущих условиях |
| 8 | температура проведения испытания округляется до ближайшей, которая есть в таблице |
| 9 | по той же таблице, используя полученные результаты, определяют показатель этого параметра нефтепродукта при 20° Цельсия |
Суть метода в том, что в пикнометр, представляющий собой отградуированный сосуд, наливают пробу испытываемого продукта, затем нагревают (или охлаждают) его до 20° и проводят взвешивание на специальных весах, погрешность которых не больше, чем 0,0002 грамма. Полученный результат является относительным показателем.
Такой расчет основан на зависимости этого параметра от температуры нефтепродукта.
Последовательность расчетов:
- из паспорта исследуемого продукта берут показатель его плотности при 20°;
- замеряют среднюю температуру испытуемого продукта;
- вычисляют разницу между полученным результатом и 20°, округляя её до целого;
- в специальной таблице находят поправку на один градус отклонения, которая соответствует паспортному значению параметра при плюс 20°;
- полученная определяющая поправка умножается на разницу температур;
- полученный результат прибавляют к паспортному, если температура проведения исследования ниже 20°, или вычитают из него, если Т > 20-ти.
0,650…0,659 – 0,000962; 0,660…0,669 – 0,000949; 0,670…0,679 – 0,000936;
0,680…0,689 – 0,000925; 0,6900…0,6999 – 0,000910; 0,7000…0,7099 – 0,000897;
0,7100…0,7199 – 0,000884; 0,7200…0,7299 – 0,000870;0,7300…0,7399 – 0,000857;
0,7400…0,7499 – 0,000844; 0,7500…0,7599 – 0,000831; 0,7600…0,7699 – 0,000818;
0,7700…0,7799 – 0,000805; 0,7800…0,7899 – 0,000792; 0,7900…0,7999 – 0,000778;
0,8000…0,8099 – 0,000765; 0,8100…0,8199 – 0,000752; 0,8200…0,8299 – 0,000738;
0,8300…0,8399 – 0,000725; 0,8400…0,8499 – 0,000712; 0,8500…0,8599 – 0,000699;
0,8600…0,8699 – 0,000686; 0,8700…0,8799 – 0,000673; 0,8800…0,8899 – 0,000660;
0,8900…0,8999 – 0,000647; 0,9000…0,9099 – 0,000633; 0,9100…0,9199 – 0,000620;
0,9200…0,9299 – 0,000607; 0,9300…0,9399 – 0,000594; 0,9400…0,9499 – 0,000581;
0,9500…0,9599 – 0,000567; 0,9600…0,9699 – 0,000554; 0,9700…0,9799 – 0,000541;
0,9800…0,9899 – 0,000528; 0,9900…1,000 – 0,000515.
Для лучшего понимания этой методики рассмотрим пример.
Предположим, что паспортное значение равняется 0,7960 г/см³, а исследуемый продукт нагрет до плюс 25°. Разность составляет 25 – 20 = 5°. В указанных выше значениях находим количественное значение поправки. Для диапазона от 0,7900 до 0,7999 она равна 0,000778. Умножаем её на разницу и получаем 0,000778 х 5 = 0,00389 г/см³. Округляем до четырех знаков после запятой, получаем 0,0039. Поскольку 25 больше 20-ти, полученное значение необходимо отнять от паспортного. Искомый результат составит 0,7960 – 0,0039 = 0,7921 г/см³.
Удельный вес нефти представляет собой отношение веса к объему
где g – ускорение свободного падения, σ - плотность нефти. Удельный вес не является справочной величиной, так как он изменяется с изменением g в различных точках Земли. Поэтому лучше рассматривать плотность нефти, т.е. свойства вещества, определяющиеся массой m (физической характеристикой материи) и объемом V.
Единицей плотности с системе СГС является г/см 3 , в СИ- кг/м 3 .
Плотность нефти колеблется от 0,76 до 0,96 г/см 3 (Т=20°) и зависит от соотношения указанных составных частей. Плотность древних нефтей всегда меньше плотности нефти молодых месторождений.
Повышение молекулярной массы углеводорода сказывается на увеличении его вязкости. Наибольшей вязкостью обладают нафтеновые углероды, меньшей – ароматические и парафиновые, непердельные. При повышении давления, вязкость возрастает незначительно, а рост температуры приводит к существенному изменению вязкости (она уменьшается). С увеличением вязкости сжимаемость нефти уменьшается.
Вязкость – или внутреннее трение- способность жидкости проявлять сопротивление перемещению ее частиц относительно друг друга. Единицей измерения вязкости является пуаз (сантипуаз). Для одной и той же нефти вязкость в зависимости от температуры оказывается различной. При равных условиях измерения вязкость нафтеновых и ароматических нефтей больше чем у метановых.
Удельное электрическое сопротивление (р) нефтей достигает 10 16 Омм, диэлектрическая постоянная - 2. Скорость сейсмических волн (V Р) меньше чем в воде и изменяется от 1300 до 1400 м/с. С увеличением плотности на 0,01 г/см скорость ультразвука увеличивается на 7 м/с. Углеводородные газы в нефти являются причиной изменения физических свойств. С увеличением газа (Vp) снижается более чем на 150 м/с.
Природные газы в месторождениях нефти, в основном, состоят из метана, более летучих углеводородов и небольшого количества азота. Сухие газы содержат 90-99% метана. Почти все газы в нормальных условиях (0,1 МПа,20 с) устойчивы и только пентан легко приходит в жидкое состояние. Относительная плотность метана по воздуху равна 0,554. Для сухого воздуха плотность равна 0,00128 для метана 0,000677. Скорость распространения ультразвука при температуре ноль градусов и давлении 0,1 МПа в сухом воздухе составляет332 м/с, в метане - 500 м/с, в азоте - 338 м/с, в углекислом газе - 261 м/с, в кислороде - 316 м/с.
Растворимость газов в нефти. Любой газ обладает способностью растворяться в жидкости, причем количество растворившегося газа зависит от состава жидкости и газа, от давления, температуры и присутствующих в жидкости иных растворимых веществ.
Нефть и газ – вещества очень сходного состава, поэтому их взаимная растворимость высокая. Это приводит к тому, что находясь в природных условиях газы теряют тяжелые компоненты (этан, пропан, бутан, петан), которые почти полностью растоворяются в нефти. Однако происходит процесс и противоположного характера.
Если в природном резервуаре много сухого метанового газа и мало нефти, может произойти полное растворение нефти в газе и в этом случае гах обогатится тяжелыми компоненами.
Пластовые воды в нефтяных и газовых месторождениях по химическому составу делятся на два типа: хлор-кальциевые и щелочные.
Плотность дистиллированной воды при 4°С принята за 1. Выше и ниже этой температуры плотность воды меньше. Поскольку пластовые воды содержат различные соли, то их плотность обычно выше 1.
Удельное электрическое сопротивление (ρ) в зависимости от концентрации солей изменяется в широких пределах от 10" до 10 мм. Диэлектрическая постоянная ε 0 равна 81. С увеличением температуры растворов р уменьшается. Для дистиллированной воды ρ= 2*10 5 Омм.
Скорость для дистиллированной воды при I = 20° равна 1480 м/с. С увеличением давления и минерализации Vр увеличивается.
Дата публикации 09.01.2013 13:37
Современные требования, которые предъявляют к качеству нефти , достаточно высоки. Поэтому ее производство постоянно требует совершенства, чтобы нефтепродукты соответствовали всем стандартам и нормам. Соответствующие организации осуществляют контроль над производством и конечным продуктом.
Система стандартизации, которая разработана государством, является эталоном, на который равняются все производители. Соблюдение ее условий является обязательным для всех.
Нефть и прочие нефтепродукты - это жидкая смесь, имеющая сложный состав углеводородных соединений и близко кипящих углеводородов, а также гетероатомов кислорода, азота, серы, некоторых металлов и кислот.
Одним из качественных показателей является плотность нефти . Это количество покоящейся массы, находящейся в единице объема. Плотность нефтепродуктов и ее определение является необходимым условием для более легкого расчета их массового количества. Это связано с тем, что учет нефти в единицах объема не очень удобен, потому что этот показатель может меняться в зависимости от изменения температуры.
Плотность нефти измеряется в килограммах на один кубический метр. Можно легко определить массу, зная показатели объема и плотности. Масса в отличие от объема не имеет зависимости от температуры продукта.
Обычно применяют такой показатель, как относительная плотность нефти . Она определяется как отношение массы нефти к массе чистой воды, которая берется в том же объеме, имея температуру +4°. Такой температурный уровень выбран не случайно. Вода в этом случае имеет наибольшую плотность, которая равна 1000 килограмм на один кубический метр. Для того чтобы определить относительную плотность нефти, ее температура должна составлять +20°. В этом случае она может равняться от 0,7 до 1,07 килограмм на кубический метр.
Существуют и другие физические свойства нефти.
Удельный вес – это вес, который имеет одна единица объема. По-другому, это сила, с которой притягивается к земле одна единица объема этого вещества. То есть, это плотность, умноженная на ускорение силы тяжести.
Еще одним понятием является относительный удельный вес. Величина этого показателя равна численной величине, которую имеет относительная плотность. Ее и используем для расчета этого показателя.
Удельный вес и плотность нефти могут изменять свои значения при изменении температуры. Поэтому, чтобы рассчитать плотность, найденную при одной температуре на такой же показатель при других температурных данных, надо учитывать поправки на изменения плотности в зависимости от изменения температуры.
Плотность нефти, вычисленная на практике, считается аддитивной величиной. Это связано с тем, что этот показатель может быть получен в виде средней величины для нескольких нефтепродуктов.
Для каждого района добычи нефти характерны свои физические свойства этого продукта. Так, например плотность нефти в Тюменской области в среднем колеблется от 825 до 900 килограмм на кубический метр.
Изучение физических свойств этого продукта необходимо не только для ее рационального применения в хозяйственных целях и для продажи на мировом рынке. Иногда это бывает очень важным при устранении экологических катастроф, возникающих в результате выброса нефтепродуктов в окружающую среду, и позволяет избежать многих ошибок.
Так, при ликвидации аварии предпринимают попытки устранить нефтяное пятно при помощи поджога, не учитывая, что физические характеристики этого продукта могли измениться в результате взаимодействия с окружающей средой. Поэтому эти обстоятельства следует учитывать в случаях очистки водных поверхностей. Это очень важный фактор, который не следует игнорировать.
Плотностью называется масса единицы объема вещества (нефти, нефтепродукта). Единицей плотности в системе СИ является кг/м 3 .
В исследовательской практике определяется относительная плотность.
Относительной плотностью называется отношение плотности (массы) нефти или нефтепродукта при 20ºС к плотности (массе такого же объема) дистиллированной воды (эталонного вещества) при 4ºС. Относительную плотность обозначают ρ 20 4 . Умножив значение относительной плотности на 1000 получаем плотность в кг/м 3 .
Плотность нефти и нефтепродукта зависит от температуры. С повышением температуры их плотность снижается. Зависимость плотности от температуры основана на линейном законе:
ρ t 4 = ρ 20 4 – γ (t-20),
Эта зависимость справедлива для интервала температур 0…50ºС и для нефтей (нефтепродуктов), не содержащих большого количества твердого парафина и ароматических углеводородов.
Методы определения плотности нефтепродуктов:
1.определение плотности пикнометром (ГОСТ 3900-85);
2.определение плотности ареометром (нефтеденсиметром).
Определение плотности пикнометром (ГОСТ 3900-85):
Приборы, реактивы, материалы: пикнометр, термостат, хромовая смесь, вода дистиллированная, этиловый спирт, пипетка, бумага фильтровальная.
Стандартной температурой, при которой определяется плотность нефти и нефтепродукта, является 20ºС. Для определения плотности применяют стеклянные пикнометры (графины с крышкой) с меткой и капиллярной трубкой различной емкости. Каждый конкретный пикнометр характеризуется «водным числом », т.е. массой воды в объеме данного пикнометра при 20ºС. Перед определением водного числа пикнометр промывают последовательно хромовой смесью, дистиллированной водой, этиловым спиртом и сушат. Чистый и сухой пикнометр взвешивают с точностью до 0,0001г. С помощью пипетки наполняют пикнометр дистиллированной свежекипяченой и охлажденной до комнатной температуры водой (пикнометры с меткой – выше метки, а капиллярные – доверху). Затем пикнометр с водой термостатируют при (20±0,1)ºС в течение 30 мин, удерживая пикнометр в термостате на пробковом поплавке. Когда уровень воды в шейке пикнометра перестанет изменяться, отбирают избыток воды пипеткой или фильтровальной бумагой, вытирают шейку пикнометра внутри и закрывают пробкой. Уровень воды в пикнометре устанавливают по верхнему краю мениска. В капиллярных пикнометрах избыток воды из капилляра отбирают фильтровальной бумагой. Пикнометр с установленным уровнем воды при (20±0,1)ºС тщательно вытирают снаружи и взвешивают с точностью до 0,0001г.
«Водное число » m пикнометра вычисляют по формуле:
m = m 2 – m 1 ,
где m 2 , m 1 – массы пикнометров соответственно с водой и пустого, г.
«Водное число» пикнометра проверяют обязательно после 20 определений плотности нефти (нефтепродукта).
Плотность нефти (нефтепродукта ) с вязкостью при 50ºС не более 75 мм 2 /с определяют пикнометром следующим образом:
Сухой и чистый пикнометр наполняют с помощью пипетки анализируемой нефтью (нефтепродуктом) при 18…20ºС (пикнометр с меткой – немного выше метки, а капиллярный - доверху), стараясь не замазать стенки пикнометра. Затем пикнометр с нефтью (нефтепродуктом) закрывают пробкой и термостатируют при (20±0,1)ºС до тех пор, пока уровень нефти (нефтепродукта) не перестанет изменяться. Избыток нефти (нефтепродукта) отбирают пипеткой или фильтровальной бумагой. Уровень нефти (нефтепродукта) в пикнометре устанавливают по верхнему краю мениска. Пикнометр с установленным уровнем вынимают из термостата, тщательно вытирают и взвешивают с точностью до 0,0001г.
«Видимую » плотность ρ"
ρ" = (m 3 – m 1) / m,
где m 3 – масса пикнометра с нефтью (нефтепродуктом), г; m 1 – масса пустого пикнометра, г; m – «водное число» пикнометра, г.
«Видимую» плотность пересчитывают в при 20ºС по формуле:
ρ 20 4 = (0,99823-0,0012)ρ" + 0,0012 = 0,99703ρ" + 0,0012,
где 0,99823 – значение плотности воды при 20ºС; 0,0012 – значение плотности воздуха при 20ºС и давлении 0,1МПа (760 мм.рт.ст.).
Вычисленные по этой формуле поправки к «видимой» плотности сведены в таблицу «Поправки к «видимой» плотности». Для получения относительной плотности ρ 20 4 при 20ºС анализируемой нефти (нефтепродукта) поправку вычитают из значений «видимой» плотности. Расхождение 0,0004 .
Плотность нефти (нефтепродукта ) с вязкостью при 50ºСболее 75 мм 2 /с и твердых нефтепродуктов при комнатной температуре определяют пикнометром с меткой . Сухой и чистый пикнометр наполняют примерно наполовину нефтью (нефтепродуктом) так, чтобы не замазать его стенки. При наполнении пикнометра очень вязким нефтепродуктом последний предварительно нагревают до 50…60ºС. После заполнения пикнометра примерно наполовину его нагревают в термостате до 80…100ºС (в зависимости от вязкости нефтепродукта) в течение 20…30мин для удаления пузырьков воздуха и затем охлаждают до 20ºС.
Если нефтепродукт при комнатной температуре находится в твердом состоянии (например, остаточный или окисленный битум), пикнометр заполняют примерно до половины мелкими кусочками нефтепродукта и затем термостатируют при температуре на 10ºС выше его температуры плавления, но не ниже 100ºС, для удаления воздуха и полного расплавления. Затем пикнометр охлаждают до 20ºС, вытирают и взвешивают с точностью до 0,0001г.
После этого пикнометр с нефтепродуктом заполняют дистиллированной водой и термостатируют при (20±0,1)ºС до тех пор, пока уровень воды не перестанет изменяться. Избыток воды отбирают пипеткой или фильтровальной бумагой и вытирают шейку пикнометра внутри. Уровень воды в пикнометре устанавливают по верхнему краю мениска. Пикнометр вынимают из термостата, тщательно вытирают снаружи и взвешивают с точностью до 0,0001г.
«Видимую » плотность ρ" анализируемой нефти (нефтепродукта) вычисляют по формуле:
ρ" = (m 3 – m 1) / ,
где m 4 – масса пикнометра с нефтепродуктом и водой, г; m 3 – масса пикнометра с нефтепродуктом, г; m 1 – масса пустого пикнометра, г; m - «водное число» пикнометра, г.
Полученное значение «видимой» плотности пересчитывают в относительную плотность ρ 20 4 при 20ºС. Расхождение между параллельными определениями плотности не должно превышать 0,0008 .
Результаты определения плотности искажаются при наличии в исходной пробе нефти (нефтепродукта) воды и механических примесей.
Определение плотности ареометром (нефтеденсиметром ):
Приборы, реактивы: ареометр; цилиндр стеклянный или металлический диаметром не менее 5см; керосин.
Ареометром определяют плотность нефтей, светлых и темных нефтепродуктов и масел, имеющих вязкость при 50ºС не более 200 мм 2 /с , а также более вязких нефтепродуктов, не выделяющих осадка при разбавлении. Определение плотности летучих нефтепродуктов (например, петролейного эфира, газового конденсата) ареометром не рекомендуется.
Ареометры подбирают таким образом, чтобы при погружении в анализируемые нефти (нефтепродукты) они не тонули и не всплывали бы выше той части, где нанесена градуировочная шкала плотности. Определение плотности ареометром основано на законе Архимеда.
Перед определением плотности анализируемую пробу нефти (нефтепродукта) выдерживают при температуре окружающей среды, с тем чтобы проба приняла эту температуру.
Плотность нефти (нефтепродукта) с вязкостью при 50ºС не более 200 мм 2 /с определяют ареометром следующим образом:
В чистый сухой стеклянный (или металлический) цилиндр диаметром не менее 5см, установленный на прочной подставке, осторожно по стенке или по стеклянной палочке наливают нефть (нефтепродукт) с таким расчетом, чтобы при погружении ареометра анализируемая проба не переливалась через края цилиндра. Затем чистый и сухой ареометр медленно и осторожно опускают в нефть (нефтепродукт), держа его за верхний конец. После того как ареометр установится и прекратятся его колебания, проводят отсчет значения плотности по верхнему краю мениска. При этом глаз исследователя должен находиться на уровне мениска. Одновременно определяют температуру нефти (нефтепродукта) по термометру ареометра или дополнительному термометру (ареометры бывают с термометром и без термометра).
Отсчет по шкале ареометра дает плотность нефти (нефтепродукта) при температуре анализа. Для приведения найденной плотности к относительной плотности ρ 20 4 при нормальной температуре (20ºС) пользуются формулой:
ρ t 4 = ρ 20 4 – γ (t-20),
где ρ t 4 – относительная плотность при температуре анализа; ρ 20 4 – относительная плотность при 20ºС; γ – средняя температурная поправка плотности на 1ºС (по таблице: «Средние температурные поправки плотности на 1ºС для нефтей и нефтепродуктов»); t – температура, при которой проводится анализ, ºС.
расхождение между параллельными определениями плотности не должно превышать 0,001…0,002 .
Для определения плотности высоковязких нефтей и нефтепродуктов, имеющих вязкость при при 50ºС более 200 мм 2 /с , их необходимо предварительно разбавить керосином. Вязкие нефти (нефтепродукты) разбавляют равным (точно) объемом керосина с известной плотностью. Если плотность керосина неизвестна, ее можно определить тем же ареометром.
Плотность анализируемой вязкой нефти (нефтепродукта) вычисляют по формуле:
ρ = 2ρ 1 – ρ 2 ,
где ρ 1 – плотность смеси; ρ 2 – плотность керосина.
В зависимости от типа ареометра расхождение между параллельными определениями плотности вязких нефтей и нефтепродуктов не должно превышать 0,004…0,008 .