Podstawowe właściwości fizyczne i właściwości olejów i produktów naftowych. Gęstość oleju i metody oznaczania gęstości produktów naftowych
Środek ciężkości olej zależy od kilku powodów: po pierwsze od zawartości frakcji niskowrzących o niskim ciężarze właściwym, po drugie od zawartości substancji żywicznych o dużym ciężarze właściwym (około 1) i po trzecie od rodzaju węglowodorów. W ujęciu ilościowym wpływ składników lekkowrzących jest bardziej znaczący niż wpływ żywic, ponieważ różnica w ciężarze właściwym składników lekkowrzących i frakcji olejów średnich jest większa niż różnica między gęstościami żywic i frakcji średnich. Trzeci powód - charakter węglowodorów dominujących w oleju, ma znaczenie głównie przy porównywaniu mniej lub bardziej szerokich frakcji oleju o tych samych zakresach wrzenia.
Ciężar właściwy oleju waha się średnio od 0,82 do 0,90, chociaż znanych jest wiele przykładów, gdy wartość ciężaru właściwego wzrasta do prawie 1 lub spada do 0,76. Te ostatnie przypadki dotyczą tzw. olejów filtrowanych, czyli olejów pochodzenia gazowo-kondensatowego; takie oleje nie zawierają frakcji wysokowrzących, a same oleje nie mogą być uważane za mające normalne właściwości.
Wartość ciężaru właściwego oleju i jego produktów jest zawsze określana na 20 ° C i dotyczy wody o temperaturze 4 ° C. Współczynnik temperaturowy rozszerzalności oleju jest dość znaczny i zwykle jest wyższy dla olejów o niskim ciężarze właściwym. Korekta wymagana do doprowadzenia ciężaru właściwego do standardowej temperatury 20°C jest różna dla różnych frakcji oleju. Może osiągnąć wartość 0,000897 dla frakcji o ciężarze właściwym około 0,70 i do 0,00063 dla frakcji o ciężarze właściwym około 0,90 na 1°. Do Aromatyczne węglowodory ta poprawka jest bardzo wysoka: dla benzenu 0,001067 na stopień i dla toluenu 0,000916. Jeśli dla dowolnego produktu naftowego ciężar właściwy przy 14 ° C zostanie znaleziony równy 0,8244, to aby obliczyć ciężar właściwy w temperaturze 20 ° C, należy odjąć od znalezionej wartości tę, która odpowiada tej korekcji ciężaru właściwego przez 1 °, pomnożona przez różnicę temperatur w stopniach. Korekta wg tabeli. 1 to 0,000738, więc ostateczna suma jest wyrażona jako:
8244 - 0,000738 (20-14) = 0,8200 g / ml.
|
Tabela 1 Korekty temperatury środek ciężkości frakcje oleju na 1°C
|
Aby doprowadzić ciężar właściwy określony w temperaturze powyżej 20 ° C, dodaje się poprawkę.
Dane w powyższej tabeli są orientacyjne i służą do celów technicznych. W przypadku wąskich frakcji olejowych, których skład jest nieznany, wygodniej jest zastosować definicję bezpośrednią, ponieważ dane tabelaryczne nie uwzględniają chemicznego charakteru badanej frakcji, chociaż dobrze wiadomo, że korekta zależy od charakter węglowodorów.
Ogromne znaczenie naukowe ma ciężar właściwy ropy naftowej z różnych horyzontów tego samego pola, czyli odniesionych do różnych głębokości. Pod tym względem oleje można podzielić na trzy klasy: 1) oleje wykazujące spadek ciężaru właściwego wraz z głębokością horyzontu naftowego; 2) olej, wykazujący wzrost ciężaru właściwego wraz z głębokością, oraz 3) olej, w którym ciężar właściwy maleje lub wzrasta, tj. nie wykazuje wyraźnej tendencji do zmian. Od dawna zauważono, że w wielu przypadkach ciężar właściwy maleje wraz z głębokością. Obróbka statystyczna oparta na materiałach z 250 złóż, przeprowadzona przez A. A. Kartseva, wykazała, że 175 (70%) z 250 olejów należy do pierwszej klasy, tylko 30, czyli 12% do drugiej. Reszta należy do trzeciej klasy.
W ten sposób bardzo wyraźnie manifestuje się prawidłowość spadku ciężaru właściwego wraz z głębokością. Przyczynę tego zjawiska upatrywano w przypadku olejów I klasy w parowaniu olejów blisko powierzchni, co powinno prowadzić do wzrostu ciężaru właściwego. Natomiast wzrost ciężaru właściwego wraz z głębokością uznano za wynik nasycenia górnych poziomów naftowych gazami i oparami lekkich węglowodorów z dolnych poziomów. Obie te hipotezy nie są w stanie wyjaśnić przyczyny przemiennego ciężaru właściwego, chociaż znanych jest całkiem sporo takich olejów trzeciej klasy. Postawione hipotezy mogą mieć częściowe znaczenie w pojedynczych przypadkach, ale trudno je rozszerzyć na wszystkie pola naftowe, gdyż ani parowanie ropy naftowej nie jest w rzeczywistości zjawiskiem raczej wątpliwym, ani jej wzbogacanie we frakcje lekkie nie może mieć charakteru regionalnego. , ponieważ w najlepszym przypadku zależą od lokalnych warunków geologicznych.
Cała sprawa otrzymała zupełnie inne światło, gdy na wielu przykładach ustalono, że udział olejów starożytnych jest prawie zawsze niższy niż olejów z młodego wieku geologicznego. Ze względu na to, że starożytne oleje są głównie typu metanowego, zasugerowano, że ropa występuje na dużych głębokościach, które w większym stopniu ulegają metamorfizmowi pod wpływem różnych czynników, takich jak temperatura, katalityczne działanie skał macierzystych i czynnik czasu , czyli czas istnienia oleju, który oczywiście powinien być wyższy w przypadku olejów antycznych.
Takie czysto geologiczne podejście do rozwiązania problemu ciężaru właściwego ropy prawie nie odpowiada rzeczywistości. Wiadomo na przykład, że olej Północny Kaukaz należą do typu metanowego, choć ich wiek nie jest wyższy niż trzeciorzędowy. Z drugiej strony znane są takie przypadki, gdy ropa występuje w bardzo dawnych złożach, a mimo to ma wysoki ciężar właściwy. Wreszcie przypadki, w których ciężar właściwy albo wzrasta, albo spada w miarę pogłębiania się, trudno wytłumaczyć wyłącznie względami geologicznymi, a w szczególności faktem trwania istnienia. Dlatego jeden wiek geologiczny sam w sobie nie może mieć kluczowy i ma jedynie charakter statystyczny, ponieważ jasne jest, że ropa, która zalegała w trzewiach długich okresów czasu oddzielających nasz czas od starożytnych okresów geologicznych, w większym stopniu mogła być pod wpływem innych czynników niż czysto geologiczne ( pod względem wieku). Czynniki przemiany ropy również mogły mieć charakter przypadkowy, ale przez długi czas ta szansa musi nieuchronnie zamienić się w prawdopodobieństwo. Obecnie znane są już bezpośrednie przyczyny spadku ciężaru właściwego wraz z głębokością: jest to przede wszystkim nagromadzenie lekkich frakcji i pojawianie się coraz większych ilości węglowodorów metanowych w ropie.
Zmianę ciężaru właściwego oleju w kierunku jego wzrostu w niektórych szczególnych przypadkach można wytłumaczyć gumowaniem oleju, niezależnie od jego powierzchniowego parowania. Faktem jest, że w towarzyszących olejowi wodach ropopochodnych mogą rozwijać się specjalne rodzaje mikroorganizmów beztlenowych, częściowo żywiące się węglowodorami, które jednocześnie częściowo przekształcają się w substancje żywiczne. Dlatego oleje, które mają kontakt z wodami o specjalnym składzie soli, czasami wykazują wzrost ciężaru właściwego wzdłuż głębokości lub wzdłuż uderzenia pola.
Taki mechanizm tarowania, przy pewnych założeniach, może być akceptowalny dla małych depozytów. Jednak w przypadku dużych złóż zawierających duże zapasy ropy naftowej o ograniczonej powierzchni kontaktu woda-olej trudno jest dopuścić bakteryjną obróbkę całej masy węglowodorów.
Teraz staje się coraz bardziej jasne, że ciężki olej na styku z wodą chroni masę przed działaniem czynników utleniających. Zazwyczaj strefa olejów ciężkich w brzeżnych partiach złoża ma bardzo ograniczony zasięg, poza którym znajduje się olej o niższym ciężarze właściwym.
W przypadkach, w których skład węglowodorów nie ulega poważnym zmianom od części marginalnej do środkowej złoża, mechanizm ważenia ropy można dobrze wytłumaczyć przyczynami grawitacyjnymi. Część substancji żywicznych, które są w stanie subkoloidalnym, ma tendencję do opadania w dół zbiornika naftowego do składnika wodno-olejowego pod działaniem sił grawitacji.
Władimir Chomutko
Czas czytania: 4 minuty
A
Jak określić gęstość bezwzględną i względną oleju i produktów naftowych?
- jedna z najważniejszych cech oleju i produktów naftowych, dlatego tak ważna jest dokładność jej oznaczenia.
Istnieją dwa wskaźniki tego parametru - bezwzględny i względny.
Gęstość bezwzględna oleju i produktów naftowych to ilość masy na jednostkę objętości. Jest mierzony w gramach, kilogramach i tonach na centymetr sześcienny lub metr (g/cm3, kg/m3). Oznaczanie tego wskaźnika przeprowadza się w temperaturze 20 stopni Celsjusza.
Gęstość względna to stosunek gęstości produktów naftowych lekkich lub gęstości frakcji olejowej i ciemnej do wartości tego parametru dla wody destylowanej w określonych temperaturach obu cieczy. Ten wskaźnik nie ma jednostki miary. W naszym kraju określa się ją na 20 stopni, a wodę destylowaną na 4.
Wskaźnik ten można określić następującymi metodami:
- oznaczanie areometrem i densymetrem;
- metoda piknometryczna;
- metoda obliczeniowa.
Pomiar gęstości produktu naftowego za pomocą areometru i densymetru
Hydrometry mierzą zarówno gęstość oleju i produktów naftowych, jak i ich temperaturę, a densymetry mierzą tylko gęstość produktów naftowych. Metoda ta jest regulowana przez GOST 3900 - 85 i polega na tym, że skalibrowany areometr jest zanurzony w badanym produkcie, a następnie odczyty są odczytywane na skali przyrządu w aktualnych warunkach badawczych. Następnie uzyskany wynik zostaje doprowadzony do normalnej wartości przy 20 stopniach (jest do tego specjalna tabela).
Te przyrządy pomiarowe mają następujące limity (g/cm³):
- benzyna lotnicza - od 0,65 do 0,71;
- benzyna silnikowa - od 0,71 do 0,77;
- nafta - od 0,77 do 0,83;
- olej napędowy i oleje (przemysłowe) - od 0,83 do 0,89;
- ciemne oleje i produkty ropopochodne - od 0,89 do 0,95.
Proces badawczy wygląda następująco:
| № | Przydatna informacja |
|---|---|
| 1 | szklany cylinder jest umieszczony na płaskiej powierzchni |
| 2 | następnie wlewa się do niego wstępnie pobraną próbkę badanego produktu w taki sposób, aby nie tworzyły się pęcherzyki powietrza i nie dochodziło do utraty objętości w wyniku parowania |
| 3 | bąbelki, które pojawiają się na powierzchni są usuwane za pomocą bibuły filtracyjnej |
| 4 | zmierzyć temperaturę próbki przed i po pomiarze za pomocą tego samego areometru lub, w przypadku gęstościomierza, za pomocą oddzielnego urządzenia (temperatura próbki musi być stała z odchyleniami nie większymi niż 0,2 stopnia) |
| 5 | ostrożnie opuść suche i czyste urządzenie do naczynia, trzymając je za górny koniec |
| 6 | gdy miernik przestanie oscylować, odczytaj górny lub dolny menisk (w zależności od kalibracji) |
| 7 | otrzymany wynik to gęstość oleju lub produktu naftowego w obecnych warunkach |
| 8 | temperatura badania jest zaokrąglana w górę do najbliższej, która znajduje się w tabeli |
| 9 | zgodnie z tą samą tabelą, korzystając z uzyskanych wyników, wyznaczyć wskaźnik tego parametru produktu naftowego w temperaturze 20 ° Celsjusza |
Istotą metody jest to, że próbkę badanego produktu wlewa się do piknometru, który jest naczyniem miarowym, a następnie ogrzewa (lub chłodzi) do 20 ° i waży na specjalnych wagach, których błąd nie jest większy niż 0,0002 grama. Otrzymany wynik jest wskaźnikiem względnym.
Takie obliczenie opiera się na zależności tego parametru od temperatury produktu naftowego.
Kolejność obliczeń:
- z paszportu badanego produktu pobiera się wskaźnik jego gęstości przy 20 °;
- mierzyć Średnia temperatura testowany produkt;
- obliczyć różnicę między wynikiem a 20°, zaokrąglając ją do najbliższej liczby całkowitej;
- w specjalnej tabeli znajduje się korekta o jeden stopień odchylenia, co odpowiada wartości paszportowej parametru przy plus 20 °;
- uzyskana poprawka konstytutywna jest mnożona przez różnicę temperatur;
- uzyskany wynik jest dodawany do paszportu, jeśli temperatura badania jest niższa niż 20 °, lub odejmowany, jeśli T>20.
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.
Aby lepiej zrozumieć tę technikę, rozważ przykład.
Załóżmy, że wartość paszportowa jest równa 0,7960 g/cm³, a badany produkt jest podgrzewany do plus 25°. Różnica wynosi 25 – 20 = 5°. W powyższych wartościach znajdujemy ilościową wartość korekty. Dla zakresu od 0,7900 do 0,7999 jest to 0,000778. Mnożymy to przez różnicę i otrzymujemy 0,000778 x 5 \u003d 0,00389 g / cm³. Zaokrąglamy do czterech miejsc po przecinku, otrzymujemy 0,0039. Ponieważ 25 jest większe niż 20, wynikową wartość należy odjąć od paszportu. Pożądany wynik wyniesie 0,7960 - 0,0039 \u003d 0,7921 g / cm³.
Środek ciężkości olej to stosunek masy do objętości
gdzie g - przyspieszenie swobodnego spadania, σ - gęstość oleju. Ciężar właściwy nie jest wartością odniesienia, ponieważ zmienia się wraz z g w różnych punktach Ziemi. Dlatego lepiej jest wziąć pod uwagę gęstość oleju, tj. właściwości materii określone przez masę m (fizyczną cechę materii) i objętość V.
Jednostką gęstości w systemie CGS jest g/cm3, w SI - kg/m3.
Gęstość oleju waha się od 0,76 do 0,96 g/cm3 (T=20°) i zależy od proporcji tych składników. Gęstość dawnych olejów jest zawsze mniejsza niż gęstość oleju z młodych złóż.
Wzrost masy cząsteczkowej węglowodoru powoduje wzrost jego lepkości. Węglowodory naftenowe mają najwyższą lepkość, podczas gdy aromatyczne i parafinowe węglowodory nieżelazne mają najniższą lepkość. Wraz ze wzrostem ciśnienia lepkość nieznacznie wzrasta, a wzrost temperatury prowadzi do znacznej zmiany lepkości (spada). Wraz ze wzrostem lepkości zmniejsza się ściśliwość oleju.
Lepkość– lub tarcie wewnętrzne - zdolność cieczy do wykazywania oporu względem ruchu jej cząstek względem siebie. Jednostką lepkości jest puaz (centypuaz). Dla tego samego oleju lepkość okazuje się różna w zależności od temperatury. Na równe warunki pomiarów, lepkość olejów naftenowych i aromatycznych jest większa niż lepkość metanu.
Konkretny opór elektryczny(p) olej osiąga 10 16 Ohm, stała dielektryczna - 2. Prędkość fali sejsmicznej (V P) jest mniejsza niż w wodzie i waha się od 1300 do 1400 m/s. Wraz ze wzrostem gęstości o 0,01 g/cm prędkość ultradźwięków wzrasta o 7 m/s. Gazy węglowodorowe w oleju powodują zmiany właściwości fizycznych. Wraz ze wzrostem gazu (Vp) spada o ponad 150 m/s.
gazy naturalne na polach naftowych składają się głównie z metanu, bardziej lotnych węglowodorów i nie duża liczba azot. Gazy suche zawierają 90-99% metanu. Prawie wszystkie gazy w normalnych warunkach (0,1 MPa, 20 s) są stabilne i łatwo wchodzi tylko pentan stan ciekły. Gęstość względna metanu w powietrzu wynosi 0,554. Dla suchego powietrza gęstość wynosi 0,00128, dla metanu 0,000677. Prędkość propagacji ultradźwięków w temperaturze zero stopni i ciśnieniu 0,1 MPa w suchym powietrzu wynosi 332 m/s, w metanie – 500 m/s, w azocie – 338 m/s, w dwutlenku węgla – 261 m/ s, w tlenie - 316 m/s.
Rozpuszczalność gazów w oleju. Każdy gaz ma zdolność rozpuszczania się w cieczy, a ilość rozpuszczonego gazu zależy od składu cieczy i gazu, ciśnienia, temperatury i innych rozpuszczalnych substancji obecnych w cieczy.
Ropa i gaz to substancje o bardzo podobnym składzie, a więc ich wzajemna rozpuszczalność jest wysoka. Skutkuje to byciem w naturalne warunki gazy tracą ciężkie składniki (etan, propan, butan, petan), które prawie całkowicie rozpuszczają się w oleju. Jednak zachodzi również proces odwrotny.
Jeżeli w naturalnym złożu występuje dużo suchego metanu, a mało ropy, może dojść do całkowitego rozpuszczenia ropy w gazie i w tym przypadku gaz zostanie wzbogacony w ciężkie składniki.
Wody formacyjne w oleju i pola gazowe na skład chemiczny dzielą się na dwa rodzaje: chlorowo-wapniowe i alkaliczne.
Gęstość wody destylowanej w temperaturze 4°C przyjmuje się jako 1. Powyżej i poniżej tej temperatury gęstość wody jest mniejsza. Ponieważ wody formacyjne zawierają różne sole, wtedy ich gęstość jest zwykle większa niż 1.
Rezystywność elektryczna (ρ), w zależności od stężenia soli, waha się znacznie od 10 "do 10 mm. Stała dielektryczna ε 0 wynosi 81. Wraz ze wzrostem temperatury roztworów p maleje. Dla wody destylowanej ρ \u003d 2 * 10 5 mm.
Prędkość dla wody destylowanej przy I = 20° wynosi 1480 m/s. Wraz ze wzrostem ciśnienia i zasolenia wzrasta Vp.
Data publikacji 09.01.2013 13:37
Nowoczesne wymagania jakościowe olej są wystarczająco wysokie. Dlatego jej produkcja wymaga ciągłej perfekcji, aby produkty naftowe spełniały wszelkie standardy i normy. Odpowiednie organizacje sprawują kontrolę nad produkcją i produktem końcowym.
System normalizacji, który jest opracowywany przez państwo, jest standardem, według którego wszyscy producenci są równi. Przestrzeganie jej warunków jest obowiązkowe dla wszystkich.
Ropa i inne produkty naftowe to płynna mieszanina o złożonym składzie związków węglowodorowych i węglowodorów o niskiej temperaturze wrzenia, a także heteroatomów tlenu, azotu, siarki, niektórych metali i kwasów.
Jednym ze wskaźników jakości jest: gęstość oleju. Jest to ilość masy spoczynkowej na jednostkę objętości. Gęstość produktów naftowych i jej definicja to warunek konieczny dla łatwiejszego obliczania ich masy. Wynika to z faktu, że rozliczanie oleju w jednostkach objętości nie jest zbyt wygodne, ponieważ wskaźnik ten może się zmieniać w zależności od zmian temperatury.
Gęstość oleju mierzy się w kilogramach na metr sześcienny. Możesz łatwo określić masę, znając wskaźniki objętości i gęstości. Masa w przeciwieństwie do objętości nie zależy od temperatury produktu.
Zazwyczaj wskaźnik taki jak krewny gęstość oleju. Jest definiowany jako stosunek masy oleju do masy czysta woda, który jest pobierany w tej samej objętości, o temperaturze +4 °. Ten poziom temperatury nie został wybrany przypadkowo. Woda w tym przypadku ma największą gęstość, która wynosi 1000 kilogramów na metr sześcienny. Aby określić gęstość względną oleju, jego temperatura musi wynosić +20°. W tym przypadku może to być od 0,7 do 1,07 kilograma na metr sześcienny.
Istnieją inne właściwości fizyczne oleju.
Ciężar właściwy to waga jednej jednostki objętości. Innymi słowy, jest to siła, z jaką jedna jednostka objętości tej substancji jest przyciągana do ziemi. Oznacza to, że jest to gęstość pomnożona przez przyspieszenie grawitacyjne.
Innym pojęciem jest względna ciężar właściwy. Wartość tego wskaźnika jest równa wartości liczbowej, jaką ma gęstość względna. Używamy go do obliczenia tego wskaźnika.
Ciężar właściwy i gęstość oleju mogą zmieniać swoje wartości wraz ze zmianą temperatury. Dlatego, aby obliczyć gęstość znalezioną w jednej temperaturze dla tego samego wskaźnika przy innych danych temperaturowych, konieczne jest uwzględnienie poprawek na zmiany gęstości w zależności od zmian temperatury.
Gęstość oleju, obliczona w praktyce, jest uważana za wartość addytywną. Wynika to z faktu, że wskaźnik ten można uzyskać w postaci średni rozmiar dla kilku produktów naftowych.
Każdy obszar produkcji oleju ma swoje właściwości fizyczne tego produktu. Na przykład gęstość ropy naftowej w regionie Tiumeń waha się średnio od 825 do 900 kilogramów na metr sześcienny.
Badanie właściwości fizycznych tego produktu jest niezbędne nie tylko do jego racjonalnego wykorzystania do celów gospodarczych i sprzedaży na rynku światowym. Czasami jest to bardzo ważne podczas eliminacji katastrofy ekologiczne wynikające z uwolnienia produktów naftowych do środowiska i pozwala uniknąć wielu błędów.
Tak więc podczas likwidacji wypadku podejmowane są próby usunięcia plamy oleju za pomocą podpalenia, nie biorąc pod uwagę, że właściwości fizyczne tego produktu mogą ulec zmianie w wyniku interakcji z otoczeniem. Dlatego te okoliczności należy wziąć pod uwagę w przypadku czyszczenia powierzchni wody. To bardzo ważny czynnik, którego nie należy ignorować.
Gęstość nazywana masą jednostki objętości substancji (oleju, produktu naftowego). Jednostką gęstości w układzie SI jest kg/m3.
W praktyce badawczej określa się gęstość względną.
Gęstość względna jest stosunkiem gęstości (masy) oleju lub produktu naftowego przy 20ºС do gęstości (masy tej samej objętości) wody destylowanej (substancji odniesienia) przy 4ºС. Gęstość względną oznaczono przez ρ 20 4 . Mnożąc wartość gęstości względnej przez 1000 otrzymujemy gęstość w kg/m3.
Gęstość oleju i produktów naftowych zależy od temperatury. Wraz ze wzrostem temperatury zmniejsza się ich gęstość. Gęstość a temperatura na podstawie prawa liniowego:
ρ t 4 \u003d ρ 20 4 - γ (t-20),
Zależność ta obowiązuje dla zakresu temperatur 0 ... 50ºС oraz dla olejów (produktów naftowych), które nie zawierają dużej ilości stałej parafiny i węglowodorów aromatycznych.
Metody wyznaczania gęstości Produkty olejowe:
1. określenie gęstości piknometr(GOST 3900-85);
2. określenie gęstości areometr(miernik gęstości oleju).
Oznaczanie gęstości piknometrem(GOST 3900-85):
Instrumenty, odczynniki, materiały: piknometr, termostat, mieszanina chromu, woda destylowana, alkohol etylowy, pipeta, bibuła filtracyjna.
Standardowa temperatura, w której oznacza się gęstość oleju i produktów naftowych, wynosi 20ºС. Do wyznaczenia gęstości stosuje się szklane piknometry (dekantery z pokrywką) z etykietą i kapilarą o różnej pojemności. Każdy konkretny piknometr charakteryzuje się „ numer wody", tj. masa wody w objętości tego piknometru o temperaturze 20ºС. Przed określeniem liczby wody piknometr przemywa się kolejno mieszaniną chromu, wodą destylowaną, alkoholem etylowym i suszy. Czysty i suchy piknometr waży się z dokładnością do 0,0001 g. Za pomocą pipety napełnić piknometr destylowaną, świeżo przegotowaną i schłodzoną do temperatury pokojowej wodą (piknometry z oznaczeniem znajdują się powyżej oznaczenia, a kapilarne do góry). Następnie piknometr z wodą jest termostatowany w temperaturze (20±0,1)ºС przez 30 minut, utrzymując piknometr w termostacie na pływaku korkowym. Gdy poziom wody w szyjce piknometru przestanie się zmieniać, nadmiar wody usuwa się za pomocą pipety lub bibuły filtracyjnej, szyjkę piknometru wyciera się do środka i zamyka korkiem. Poziom wody w piknometrze ustala się w górnej części menisku. W piknometrach kapilarnych nadmiar wody jest pobierany z kapilary za pomocą bibuły filtracyjnej. Piknometr z poziomem wody ustawionym na (20 ± 0,1)°C dokładnie wyciera się z zewnątrz i waży z dokładnością do 0,0001 g.
« numer wody» m piknometr obliczany jest według wzoru:
m \u003d m 2 - m 1,
gdzie m 2, m 1 są odpowiednio masami piknometrów z wodą i pustym, g.
„Liczbę wodną” piknometru należy sprawdzić po 20 oznaczeniach gęstości oleju (produktu naftowego).
gęstość oleju (produkt naftowy) od lepkość w 50ºС nie więcej niż 75 mm 2 /s definiować piknometr w następujący sposób:
Suchy i czysty piknometr napełnia się pipetą analizowanym olejem (produktem naftowym) o temperaturze 18…20ºС ( piknometr z etykietą- nieco powyżej znaku oraz kapilarny- do góry), starając się nie zasłaniać ścianek piknometru. Następnie piknometr z olejem (produktem olejowym) zamyka się korkiem i termostatuje na (20 ± 0,1) ºС, aż poziom oleju (produktu olejowego) przestanie się zmieniać. Nadmiar oleju (produktu naftowego) jest pobierany za pomocą pipety lub bibuły filtracyjnej. Poziom oleju (produktu naftowego) w piknometrze ustala się wzdłuż górnej krawędzi menisku. Piknometr z ustawioną poziomicą zdejmuje się z termostatu, dokładnie wyciera i waży z dokładnością do 0,0001 g.
« Widoczny» gęstość ρ"
ρ" \u003d (m 3 - m 1) / m,
gdzie m 3 to masa piknometru z olejem (produktem naftowym), g; m 1 - masa pustego piknometru, g; m to „liczba wody” piknometru, g.
Gęstość „widoczna” jest przeliczana na temperaturę 20ºС według wzoru:
ρ 20 4 \u003d (0,99823-0,0012) ρ „+ 0,0012 \u003d 0,99703ρ” + 0,0012,
gdzie 0,99823 to wartość gęstości wody w temperaturze 20ºС; 0,0012 - wartość gęstości powietrza przy 20ºС i ciśnieniu 0,1 MPa (760 mm Hg).
Poprawki do gęstości „pozornej” obliczone za pomocą tego wzoru są zestawione w tabeli „Korekty do gęstości „pozornej”. Aby uzyskać gęstość względną ρ 20 4 przy 20ºС analizowanego oleju (produktu naftowego), poprawkę odejmuje się od wartości gęstości „pozornej”. rozbieżność 0,0004 .
gęstość oleju (produkt naftowy) od lepkość w 50ºС więcej niż 75 mm 2 /s i stałe produkty naftowe są oznaczane w temperaturze pokojowej piknometr z etykietą. Suchy i czysty piknometr jest wypełniony mniej więcej do połowy olejem (produktem naftowym), aby nie zabrudzić jego ścian. Podczas napełniania piknometru bardzo lepkim produktem olejowym, ten ostatni jest podgrzewany do 50 ... 60ºС. Po napełnieniu piknometru o około połowę, ogrzewa się go w termostacie do 80…100ºС (w zależności od lepkości produktu olejowego) przez 20…30 minut w celu usunięcia pęcherzyków powietrza, a następnie schładza do 20ºС.
Jeżeli produkt naftowy jest w stanie stałym w temperaturze pokojowej (na przykład bitum resztkowy lub utleniony), piknometr jest wypełniany do około połowy małymi kawałkami produktu naftowego, a następnie termostatowany w temperaturze o 10 ° C powyżej jego temperatury topnienia, ale nie niższej niż 100°C, w celu usunięcia powietrza i całkowitego stopienia. Następnie piknometr schładza się do 20ºС, wyciera i waży z dokładnością do 0,0001 g.
Następnie piknometr z produktem naftowym jest napełniany wodą destylowaną i termostatowany w temperaturze (20±0,1)ºС, aż poziom wody przestanie się zmieniać. Nadmiar wody pobiera się za pomocą pipety lub bibuły filtracyjnej, a szyjkę piknometru wyciera się do środka. Poziom wody w piknometrze ustala się w górnej części menisku. Piknometr wyjmuje się z termostatu, dokładnie wyciera z zewnątrz i waży z dokładnością do 0,0001 g.
« Widoczny» gęstość ρ" analizowany olej (produkt naftowy) oblicza się według wzoru:
ρ" \u003d (m 3 - m 1) /,
gdzie m 4 to masa piknometru z olejem i wodą, g; m 3 - masa piknometru z olejem, g; m 1 - masa pustego piknometru, g; m - „liczba wody” piknometru, g.
Otrzymana wartość gęstości „pozornej” jest przeliczana na gęstość względna ρ 20 4 w 20ºС. rozbieżność między równoległymi oznaczeniami gęstości nie powinna przekraczać 0,0008 .
Wyniki wyznaczania gęstości są zniekształcone, jeśli początkowa próbka oleju (produktu naftowego) zawiera wodę i zanieczyszczenia mechaniczne.
Wyznaczanie gęstości za pomocą areometru (gęstość oleju):
Przyrządy, odczynniki: areometr; szklany lub metalowy cylinder o średnicy co najmniej 5 cm; nafta oczyszczona.
Areometr określa gęstość olejów, jasnych i ciemnych produktów naftowych oraz olejów posiadających lepkość w 50ºС nie więcej niż 200 mm 2 /s, a także bardziej lepkie produkty naftowe, które nie wytrącają się po rozcieńczeniu. Nie zaleca się oznaczania gęstości lotnych produktów naftowych (np. eteru naftowego, kondensatu gazowego) za pomocą areometru.
Hydrometry dobierane są w taki sposób, aby zanurzone w analizowanym oleju (produktach naftowych) nie opadały i nie unosiły się nad częścią, w której nałożona jest skala kalibracji gęstości. Wyznaczanie gęstości za pomocą areometru opiera się na prawie Archimedesa.
Analizowaną próbkę oleju (produktu naftowego) przed oznaczeniem gęstości przechowuje się w temperaturze środowisko doprowadzić próbkę do tej temperatury.
gęstość oleju(ropa naftowa) z lepkość w 50ºС nie więcej niż 200 mm 2 /s definiować areometr w następujący sposób:
Olej (ropa naftowa) wlewa się ostrożnie do czystego, suchego szklanego (lub metalowego) cylindra o średnicy co najmniej 5 cm, zamontowanego na solidnym stojaku, wzdłuż ściany lub nad szklanym prętem, tak aby po zanurzeniu areometru analizowany próbka nie przelewa się przez krawędzie cylindra. Następnie czysty i suchy areometr powoli i ostrożnie zanurza się w oleju (ropa naftowa), trzymając go za górny koniec. Po ustaleniu areometru i ustaleniu jego oscylacji, wzdłuż górnej krawędzi menisku odczytywana jest wartość gęstości. W takim przypadku oko badacza powinno znajdować się na poziomie menisku. Jednocześnie temperaturę oleju (produktu naftowego) określa się za pomocą termometru hydrometrycznego lub dodatkowego termometru (aremetry są dostarczane z termometrem i bez termometru).
Odczyt na skali areometru podaje gęstość oleju (produktu naftowego) w temperaturze analizy. Aby doprowadzić znalezioną gęstość do gęstości względnej ρ 20 4 w normalnej temperaturze (20ºС), użyj wzoru:
ρ t 4 \u003d ρ 20 4 - γ (t-20),
gdzie ρt4 jest gęstością względną w temperaturze analizy; ρ 20 4 - gęstość względna w 20ºС; γ - średnia korekcja temperaturowa gęstości na 1ºС (zgodnie z tabelą: "Średnia temperaturowa korekta gęstości na 1ºС dla olejów i produktów naftowych"); t to temperatura, w której przeprowadzana jest analiza, ºС.
rozbieżność między równoległymi oznaczeniami gęstości nie powinna przekraczać 0,001…0,002 .
Do określenia gęstość Wysoka lepkość obrazy olejne i produkty ropopochodne posiadające lepkość w temperaturze 50ºС ponad 200 mm 2 /s, należy je najpierw rozcieńczyć naftą. Lepkie oleje (produkty naftowe) rozcieńcza się równą (dokładnie) objętością nafty o znanej gęstości. Jeśli gęstość nafty jest nieznana, można ją określić tym samym areometrem.
Gęstość analizowanego lepkiego oleju (produktu naftowego) oblicza się według wzoru:
ρ = 2ρ 1 – ρ 2 ,
gdzie ρ 1 jest gęstością mieszaniny; ρ 2 to gęstość nafty.
W zależności od rodzaju areometru rozbieżność między równoległymi oznaczeniami gęstości lepkich olejów i produktów naftowych nie powinna przekraczać 0,004…0,008 .