Как найти абсолютную плотность фракции - Исправление недочетов и поиск решений вместе с Examum.ru

Физико–химические свойства нефтей в пластовых условиях значительно отличаются от свойств дегазированных нефтей. Отличия обусловлены влиянием высоких пластовых давлений, температур и содержанием растворенного газа, количество которого может достигать до 400 нм3 на 1 м3 нефти.

Плотность характеризует количества покоящейся массы, выраженной в единице объёма, [г/см3; кг/м3].

В практике принято использовать безразмерную величину относительной плотности нефти (нефтепродукта), которая равна отношению плотности нефти(нефтепродукта) при 20°С к плотности воды при 4°С. Относительная плотность обозначается ρ420.

Поскольку плотность воды при 4°С равна единице, числовые значения относительной и абсолютной плотности совпадают.

В некоторых зарубежных странах за стандартную принята одинаковая температура нефти (нефтепродукта) и воды, равная 60°F, что соответствует 15,5°С. В этом случае относительная плотность обозначается ρ1515.

Взаимный пересчет значений ρ420 и ρ1515 производится по формулам:

или

В США и других странах широко используется величина плотности, измеряемая в градусах API, связанная с ρ1515 соотношением:

Для углеводородных и других газов за стандартные условия прини мают давление 0,1 МПа (760 мм рт. ст.) и температуру 0°С. Обычно определяют относительную плотность, т. е. отношение плотности газа к плотности воздуха (1,293 кг/м3).

Плотность любого газа при стандартных условиях может быть найдена как частное от деления его молекулярной массы на объем 1 кмоля, т. е. 22,4 м3.

Плотность газа (ρг, кг/м3) при условиях (давлении Р, МПа; температуре Т, К), отличных от стандартных, можно определить по формуле:

Данные о плотности углеводородных и некоторых других газов при 0°С и 0,1 МПа.

Плотность нефтей и нефтепродуктов уменьшается с повышением температуры. Эта зависимость имеет линейный характер и хорошо описывается формулой Д. И. Менделеева:

Уравнение Д. И. Менделеева справедливо для интервала температур от 0°С до 150°С (погрешность составляет 5-8 %).

В более широком интервале температур, т. е. до 300°С, и с меньшей погрешностью (до 3 %) зависимость плотности (кг/м3) от температуры рассчитывается по уравнению А. К. Мановяна:

Плотность жидких нефтепродуктов в зависимости от температуры может быть определена из графической зависимости

Все нефтепродукты представляют собой смеси углеводородов различных групп. Допуская аддитивность их объемов, среднюю плотность нефтепродукта находят по правилу смешения:

или

Расчет по правилу смешения не всегда точен, так как в одних случаях смешение сопровождается расширением смеси (гексан + бензол), а в других — сжатием (нефтяные фракции, существенно различающиеся по плотности).

Определение плотности

Существует несколько методов определения плотности нефтепродуктов. Выбор того или другого зависит от имеющегося количества нефтепродукта, его вязкости, требуемой точности определения и отводимого для анализа времени.

Простейшим прибором для определения плотности жидких нефтепродуктов является ареометр. Градуировка ареометра отнесена к плотности воды при 4°С, и его показания соответствуют ρ420.

Ареометром можно определить плотность только с точностью до 0,001 для маловязких и 0,005 для вязких нефтепродуктов. Для определения плотности высоковязкого (более 200 мм2/с при 50°С) нефтепродукта (ρн) ареометром поступают следующим образом.

Нефтепродукт разбавляют равным объемом керосина известной плотности (ρк) и измеряют плотность смеси (ρсм). Затем рассчитывают плотность нефтепродукта по формуле:

Для малого количества жидких нефтепродуктов (капли) либо для твердых веществ (парафина, битума и др.

) пользуются методом уравнивания плотности, или методом взвешивания капли: каплю или кусочек испытуемого нефтепродукта вводят в спиртоводный (ρ < 1) или водно-соляной раствор слабой концентрации (ρ > 1) и добавляют в сосуд воду или концентрированный раствор соли до тех пор, пока испытуемый нефтепродукт не перейдет во взвешенное состояние в растворе. В этом случае плотность нефтепродукта равна плотности раствора, которую определяют ареометром.

Приведенные выше способы пригодны лишь для технических целей. Более точно (с точностью до 0,0005) плотность нефтепродукта определяют с помощью гидростатических весов, которые градуируются по плотности воды при 20°С и дают показания ρ20t.

Наиболее точный результат достигается при определении плотности пикнометром (до 0,00005). В зависимости от агрегатного состояния нефтепродукта (газ, жидкость и твердое вещество) и его количества применяются пикнометры разной формы и емкости.

Пикнометрический метод основан на сравнении массы нефтепродукта, взятого в определенном объеме, с массой дистиллированной воды, взятой в том же объеме и при той же температуре. Единственным недостатком пикнометрического способа является продолжительность определения.

В случае малого количества нефтепродукта для быстрого определения его плотности можно использовать различные эмпирические формулы.

Формула ГрозНИИ:

Формула БашНИИНП:

Недостатком формулы ГрозНИИ является то, что она применима только для фракции, выделенной из этой же нефти, так как в формуле используются плотность и температура застывания этой нефти.

Этот недостаток отсутствует в формуле БашНИИНП. Ею можно пользоваться для любых нефтепродуктов как прямогонного, так и деструктивного происхождения.

Точность первой формулы (по расхождению экспериментальных и расчетных данных) составляет 6 %, второй — 2,5 %.

Практическое значение показателя плотности нефти и нефтепродуктов очень велико. В сочетании с другими физико-химическими константами (температура кипения, показатель преломления, молекулярная масса, вязкость и др.

) плотность является параметром, характеризующим химическую природу, происхождение и товарное качество нефти и нефтепродуктов.

Так, для фракций с одинаковыми температурами начала и конца кипения плотность наименьшая, если они выделены из парафинистых нефтей, и наибольшая, если они получены из высокоароматизированных нефтей. Фракции, полученные из нафтено-парафинистых нефтей, занимают по плотности промежуточное положение.

Одним из параметров, который представляет собой функцию плотности и позволяет судить о химической природе нефтепродуктов, является характеризующий фактор К, определяемый формулой:

Средняя молекулярная температура кипения смеси определяется по формуле:

Для узких фракций вместо средней молекулярной температуры кипения в формулу подставляют температуру 50 % отгона по ГОСТ 2177-99.

Для парафинистых нефтепродуктов характеризующий фактор равен 12,0-13,0, для нафтено-ароматических 10,0-11,0.

Плотность газа

Относительная плотность газа равна отношению массы m газа, занимающего объем V при некоторых температуре и давлении, к массе m1 воздуха, занимающего тот же объем V при тех же температуре и давлении:
Если считать газ идеальным, то при Т=273,16 К, Р=0,1 МПа и V=22,414 мл масса m равна молекулярной массе М газа. В тех же условиях масса 22,414 мл воздуха составляет 28,9 г, откуда относительная плотность газа или пара относительно воздуха равна:
Абсолютную плотность газов и паров при нормальных условиях можно найти, зная массу М и объем 1 кмоль газа (22,414 м3), по формуле:
При абсолютной температуре Т (К) и давлении Р (0,1 МПа) плотность газа (в кг/м3) может быть найдена по формуле:

Источник: http://proofoil.ru/Oilchemistry/phisycschemicalproperty.html

Методическая разработку на тему «Определение плотности нефтей и нефтепродуктов»

Лабораторная работа 3№1

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПЛОТНОСТИ НЕФТЕЙ И НЕФТЕПРОДУТОВ АРЕОМЕТРОМ (НЕФТЕДЕНСИМЕТРОМ)

Плотностью вещества называют массу единицы объема. Плотность бывает абсолютная и относительная. Под абсолютной плотностью понимают массу вещества заключенную в единице объема с размерностью в системе СИ- кг/м3 .

Для нефтей и нефтепродуктов определяют относительную плотность р420 , которая представляет собой отношении плотности нефтепродукта при 20 ᵒС к плотности воды при 4ᵒС и является безразмерной величиной. Поскольку плотность воды при 4ᵒС равна 1г/см3 , относительная плотность числена равно абсолютной.

Плотность однородных тел одинакова по всему объему и измеряется отношением массы вещества к его объему:
P=m/v
p-плотность вещества, m- масса вещества, v-объем вещества

За единицу массы принимают 1 см3 воды при температуре 4ᵒС. Плотность выражается в граммах на кубический сантиметр (г/см3). Величина плотности зависит от температуры, при которой она определяется, поэтому при обозначении плотности обязательно указывают температуру её определения.

Обычно массу вещества определяют при 20ᵒС и относя её к массе воды в том же объеме при 4ᵒС. При 4ᵒС 1г воды занимает объем 1 см3. При этом плотность обозначают р420 г/см3 . Плотность может быть определена и при другой температуре.

Обычно плотность вещества , определяемую при других температурах, пересчитывают на р420 по формуле 1

р420 =р4t +ƴ (t-20)
р4t = плотность вещества при температуре испытания, ƴ-средняя температурная поправка на 1ᵒС( см. таблицу 1), t-температура испытания
Таблица 1 «Среднее температурные поправки плотности для жидких веществ»
Плотность р, г/см3
Средняя температурная поправка на 1ᵒС
Плотность р, г/см3
Средняя температурная поправка на 1ᵒС
0,8000-0,8099
0,00075
0,9100-0,9199
0,000620
0,8100-0,8199
0,000752
0,9200-0,9299
0,000607
0,8200-0,8299
0,000738
0,9300-0,9399
0,000594
0,8300-0,08399
0,000725
0,9400-0,9499
0,000581
0,8400-0,8499
0,000712
0,9500-0,9599
0,000567
0,8500-0,8599
0,000699
0,9600-0,9699
0,000554
0,8600-0,8699
0,000686
0,9800-0,9899
0,000522
0,8700-0,8799
0,000673
0,9900-1,0000
0,000515
0,8900-0,8999
0,000647

Плотность характеризует идентичность, частоту и концентрацию вещества. Для многих веществ установлена зависимость между плотностью и концентрацией. Зная плотность вещества, по специальной таблице можно найти его концентрацию и, наоборот, по известной концентрации по этой же таблице легко найти плотность вещества.

Плотность нефтепродукта в сочетании с другими физико-химическими показателями характеризует свойство и качество нефтепродуктов. Так более высокая плотность указывает на большее содержание ароматических компонентов, а более низкая – на содержание предельных углеводородов.

Плотность может быть определена ареометрическим методом с точностью до 0,001 кг/м3

Плотность необходима для расчёта массы нефтей и нефтепродуктов при их приёме, отпуске и учёте, поскольку учёт количества нефтей и нефтепродуктов в объемных величинах неудобен, так как объем жидких нефтепродуктов зависит от температуры, которая изменяется в давольно широких пределах. Величина плотности входит составной частью во многие формулы, используемые при технологических и механических расчётах . Кроме того, плотность является нормируемым показателем для многих товарных нефтепродуктов. Плотности нефтей и нефтепродуктов находится в следующих пределах.

-нефти 720-1070, чаще 800-900 кг/м3
-бензиновые фракции-650-760 кг/м3
-керосиновые фракции-775-850 кг/м3
— дизельные фракции -810-890 кг/м3
-вакуумные газойли -820-930 кг/м3
— масляные дистилляты 880-940 кг/м3
-гудроны- 970-985 кг/м3
Плотность, как показатель качества, предусмотрена стандартами для тарных нефтей, моторных топлив, мазутов, газотурбинных топлив, топлива маловязкого судового, осветительного керосина и смазочных масел.
Для товарных нефтей плотность является одним из показателей , в зависимости от величины которого нефти подразделяются на следующие типы
-особо легкая 830,0 кг/м3
-легкая нефть 850,0 кг/м3
-средняя нефть 850,1-870,0 кг/м3
-нефть битуминозная выше 895,0 кг/м3
ПОРЯДОК ВЫПОЛНЕНИЯ РАБОТЫ

Ареометры выпускаются с ценой деления шкалы от 0,0005 до 0,005 кг/м3, с термометром и без. Ареометр представляет собой стеклянный цилиндрический сосуд (рис1).

Верхняя его часть заканчивается трубкой, а нижняя снабжена шариком, в котором помещен балласт, заставляющий ареометр плавать вертикально. Балластом может служить дробь или ртуть. На трубке ареометра нанесены деления с обозначением плотности жидкости.

Обычно шкала делается не на самой трубке, а на бумаге, вкладываемой внутрь шейки ареометра.

Для определения плотности применяют стеклянные цилиндры. Диаметр цилиндра должен быть, по крайне мере, в 2 раза больше диметра широкой части ареометра. Порядок определения плотности следующий:

Рисунок 1 «Ареометр»

Стеклянный цилиндр установите на прочной горизонтальной подставке. Осторожно налейте в цилиндр анализируемый продукт, температура которого не должна отличаться от температуры окружающей среды не более чем на +- 5ᵒС.

Во время налива испытуемого нефтепродукта важно, чтобы не образовалась пена на поверхности цилиндра. Продукт наливают непрямо на дно цилиндра, а по стенке цилиндра или по стеклянной палочке.

Если пена все же образовалась, то в случае маловязкого продукта достаточно хлопнуть ладонью по верху цилиндра, в случае высоковязкого продукта е надо снять фильтровальной бумагой
Чистый и сухой ареометр медленно и осторожно опустите в испытуемый продукт, держа его за верхний конец (рис.2)
После того как ареометр установится, и прекратятся его колебания, произведите отсчёт по верхнему краю мениска
Установите температуру испытуемого продута
Проведите параллельно два испытания. Расхождение между параллельными испытаниями не должно превышать 0,001
Рассчитайте плотность по формуле 1

Рисунок 2 «испытание ареометром»
1-шкала плотности;2-линия отсчёта;3-терометр;4-груз.
Лабораторная работа №2
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПЛОТНОСТИ НЕФТЕПРОДУКТОВ ПИКНОМЕТРОМ
Метод определения плотности с помощью пикнометра основан на сравнении массы испытуемого нефтепродукта определенного объема при определённой температуре с массой воды того же объема при той же температуре.
Данный метод незаменим в тех случаях, когда исследуемое вещество имеется в небольшом количестве, и применим для любых нефтепродуктов, включая битумы.
Пикнометрический метод самый точный(точность 0,0002 г/см3 ), но более длительный.
Пикнометр представляет собой стеклянный сосуд с кольцевой меткой на шейке (рис 3) объемом о 1 до 100 мл

Рисунок 3 «Пикнометр»
ПОРЯДОК ВЫПОЛНЕНИЯ РАБОТЫ
Определение плотности производят следующим образом:
1)Пикнометр последовательно промывают водой дистиллированной водой, а затем спиртом и высушивают в сушильном шкафу, охлаждаю в эксикаторе и взвешивают с точность до 0, 0002 г.
2) затем заполняю дистиллированной водой до метки и взвешивают.
3) определить объем пикнометра по формуле:
ᴠ=( m2-m1 ) / 0, 99823
m1 –масса пустого пикнометра
m2 –среднее значение массы пикнометра с водой
0, 99823- масса 1 мл воды при 20ᵒС
4) заполните пикнометр испытуемым продуктом по метку
5) поместите пикнометр в термостат при 20ᵒС на 30 минут. Затем взвесьте
6) рассчитайте плотность по формуле
P420=( m2-m1)/v
m2- масса пикнометра с анализируемым веществом
m1- масса пустого пикнометра
v- объем пикнометра
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ

Что понимают под абсолютной и относительной плотностью?
Каково практическое значение плотности нефти?
Какой метод определения плотности более точный?
Каков порядок определения плотности ареометром?
Каков порядок определения плотности пикнометром?
Недостатки определения плотности ареометром?
Недостатки определения плотности пикнометром?

Источник: https://infourok.ru/metodicheskaya-razrabotku-na-temu-opredelenie-plotnosti-neftey-i-nefteproduktov-312922.html

Гост 3900 нефть и нефтепродукты. методы определения плотности. гост р 51069 нефть и нефтепродукты. определение плотности, относительной плотности и плотности в градусах api ареометром

Определение плотности нефти и нефтепродуктов в кг и м3

Настоящие стандарты распространяются на нефть и нефтепродукты и устанавливают метод определения плотности, а также относительной плотности (удельного веса) или плотности в градусах API (Американского Института Нефти) с помощью стеклянного ареометра. Пробу нефти доводят до заданной температуры и переносят в цилиндр. Затем в цилиндр с нефтью погружают соответствующий ареометр. После достижения температурного равновесия отмечают показания ареометра при температуре испытания

• Возможность проводить три определения одновременно• Высота цилиндров позволяет проводить определения длинными и короткими ареометрами• Специальная крышка позволяет легко закреплять термометр в пробе• Очистка цилиндров проста и не требует большого количества растворителя
• Положение цилиндров позволяет легко сливать пробу в стаканы объемом до 2-х литров
D07-00619 УСТАНОВКА ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПЛОТНОСТИ TECHNOGLAS

Установка состоит из трех стеклянных термостатируемых цилиндров с двойными стенками – это позволяет проводить определение плотности трех проб одновременно. Цилиндры расположены на высоте, удобной для работы.

Расположенный в нижней части цилиндра

PTFE кран позволяет быстро промывать цилиндр от пробы, не вынимая его из установки, что это значительно упрощает процедуры промывки и ускоряет скорость проведения анализа. Благодаря постоянной циркуляции теплоносителя и его малого объема заданная температура достигается очень быстро – это существенно уменьшает время одного определения плотности.

КОМПЛЕКТ ПОСТАВКИ:
• Стойка для закрепления цилиндров
• 3 термостатируемых стеклянных цилиндра
B84-20384
ЦИРКУЛЯЦИОННЫЙ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНЫЙ ТЕРМОСТАТ LAUDA RE 415G
• Меню на русском языке
• Графическое отображение процесса термостатирования
• Функция программирования с 5 программами и 150 сегментами
• Нагнетательный насос с 6 уровнями мощности
• Удобный переключатель потоков жидкости
• Серийный мини-USB интерфейс

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ:
Диапазон рабочих температур:	-15… +200 °C
Стабильность поддержания температуры:	±0,02 °C
Мощность нагревателя:	2,6 кВт
Эффективная мощность охлаждения при 20 °C:	0,18 кВт
Нагнетательный насос • Макс. давление насоса • Макс. поток	0,55 бар 22 л/мин
Размеры открытой части ванны:	130 х105 мм
Глубина ванны:	160 мм
Потребляемая мощность:	2,8 кВт
Электропитание:	220-230 В; 50/60 Гц
Габаритные размеры (Ш х Г х В):	180 х 350 х546 мм
Вес:	20 кг

E73-28054 Минимальный комплект заказ
D07-00619 Установка для определения плотности TECHNOGLAS 1 шт.
B84-20384 Циркуляционный низкотемпературный термостат LAUDA RE 415G 1 шт.
Ареометры по выбору:
Ареометры АНТ -1, калибровка при 20°С
F76-11434 Диапазон измерений плотности 710-770 кг/м3
F76-07517 Диапазон измерений плотности 770-830 кг/м3
F76-07695 Диапазон измерений плотности 830-890 кг/м3
F76-06873 Диапазон измерений плотности 890-950 кг/м3
Ареометры BS 718 L50SP, калибровка при 15°С
D45-07507 Диапазон измерений плотности 700-750 кг/м3
D45-06193 Диапазон измерений плотности 750-800 кг/м3
D45-06194 Диапазон измерений плотности 800-850 кг/м3
D45-06195 Диапазон измерений плотности 850-900 кг/м3
D45-09511 Диапазон измерений плотности 900-950 кг/м3
E73-24784 Оптимальный комплект заказ
D07-00619 Установка для определения плотности TECHNOGLAS 1 шт.
D07-06492 Запасной термостатируемый цилиндр 1 шт.
B84-20384 Циркуляционный низкотемпературный термостат LAUDA RE 415G 1 шт.
H70-17580 Крышка цилиндра, PTFE 3 шт.

G90-02600 Термометр ТЛ-4 №2, 0…+55°С / 0,1°С 3 шт.

Н70-17580 Крышка цилиндра, PTFE 3 шт.
E73-28052 Комплект ареометров АНТ-1, калибровка при 20°С (диапазон 650-950 кг/м3) 5 шт./к-т, 2 к-т
E73-28053 Комплект ареометров BS 718 L50SP, калибровка при 15°С (диапазон 650-950 кг/м3) 6 шт./к-т, 2 к-т

Скачать в формате PDF

Источник: http://www.epac-service.ru/Katalogi/Kontrol-kachestva-nefti-/Opredelenie-plotnosti-otnositelnoiy-plotnosti-i-plotnosti-v-gradusah-API-areometrom/

Плотность нефти и методы определения плотности нефтепродуктов

Плотностью называется масса единицы объема вещества (нефти, нефтепродукта). Единицей плотности в системе СИ является кг/м3.

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 ρ204. Умножив значение относительной плотности на 1000 получаем плотность в кг/м3.

Плотность нефти и нефтепродукта зависит от температуры. С повышением температуры их плотность снижается. Зависимость плотности от температуры основана на линейном законе:

ρt4 = ρ204 – γ (t-20),
где ρt4 – относительная плотность при температуре анализа; ρ204 – 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.
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 = m2 – m1,
где m2, m1 – 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 мм2/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’ анализируемой нефти (нефтепродукта) вычисляют по формуле:
ρ’ = (m3 – m1) / m,
где m3 – масса пикнометра с нефтью (нефтепродуктом), г; m1 – масса пустого пикнометра, г; m – «водное число» пикнометра, г.
«Видимую» плотность пересчитывают в относительную плотность ρ204 при 20ºС по формуле:
ρ204 = (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 ρ204 при 20ºС анализируемой нефти (нефтепродукта) поправку вычитают из значений «видимой» плотности. Расхождение между параллельными определениями плотности не должно превышать 0,0004.

Плотность нефти (нефтепродукта) с вязкостью при 50ºСболее 75 мм2/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’ = (m3 – m1) / [m — (m4 – m3)],
где m4 – масса пикнометра с нефтепродуктом и водой, г; m3 – масса пикнометра с нефтепродуктом, г; m1 – масса пустого пикнометра, г; m — «водное число» пикнометра, г.

Полученное значение «видимой» плотности пересчитывают в относительную плотность ρ204 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 мм2/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 мм2/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 ρ204 при нормальной температуре (20ºС) пользуются формулой:
ρt4 = ρ204 – γ (t-20),
где ρt4 – относительная плотность при температуре анализа; ρ204 – 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.
В зависимости от типа ареометра 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 мм2/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 = 2ρ1 – ρ2,
где ρ1 – плотность смеси; ρ2 – плотность керосина.
В зависимости от типа ареометра расхождение между параллельными определениями плотности вязких нефтей и нефтепродуктов не должно превышать 0,004…0,008.

Источник: https://megaobuchalka.ru/9/35081.html

Плотность нефти

Калькулятор осуществляет приведение плотности нефти к задаваемым температуре, в частности к температуре 15 и 20 градусов Цельсия, и давлению. Формулы для расчета взяты из ГОСТ Р 8.610-2004. «Плотность нефти. Таблицы пересчета». Используемые формулы приведены под калькулятором.

Поправка на расширениене применять
ареометр градуирован при 15 градусах
ареометр градуирован при 20 градусах

Поправка на расширение стекла для исходных измерений

Точность вычисления

Знаков после запятой: 3

Плотность нефти при указанной температуре, кг/м3

Плотность нефти при температуре 15С

Плотность нефти при температуре 20С

Коэффициент объемного расширения нефти при исходной температуре

Коэффициент сжимаемости нефти при исходной температуре

Коэффициент объемного расширения нефти при указанной температуре

Коэффициент сжимаемости нефти при указанной температуре

Значение плотности нефти выражают через значение плотности при температуре 15 градусов Цельсия при избыточном давлении, равном нулю — поправочный коэффициент, рассчитываемый по формуле

— поправочный коэффициент, рассчитываемый по формуле

Значение плотности нефти, приведенное к температуре 20 градусов Цельсия, вычисляют по формуле

,
где ,
Коэффициент объемного расширения нефти , рассчитывают по формуле
Коэффициент сжимаемости нефти , рассчитывают по формуле
При измерениях плотности ареометром показания ареометра корректируют путем введения коэффициента температурного расширения К стекла, из которого изготовлен ареометр. Таким образом плотность, пересчитанная из показаний ареометра, равна
,
где , = 20, если ареометр градуирован при 20 градусах Цельсия и 15, если ареометр градуирован при 15 градусах Цельсия.

Источник: https://planetcalc.ru/2834/

Плотность нефтепродуктов

Плотность топлива – это его удельный вес, а именно количество массы в единице объема.

Плотность топлива во многом зависит от плотности нефти из которой оно получено. Согласно ГОСТ Р 52368-2005 плотность топлива при температуре +15 °С должна быть в пределах 0,820-0,845 г/см3, а по ГОСТ 305-82 не должна превышать 0,860 (при 20°С)

Плотность топлива зависит от температуры, впрочем, как и для любой другой жидкости: при повышении температуры плотность топлива снижается и наоборот – при снижении температуры плотность топлива увеличивается. Существуют специальные таблицы для пересчета плотности топлива в зависимости от температуры. Для дизельного топлива температурная поправка изменения плотности составляет, в среднем 0,0007 г/см3 на 1°С.

ПЛОТНОСТЬ НЕФТЕПРОДУКТОВ

НЕФТЕПРОДУКТЫ	ПЛОТНОСТЬ ПРИ 20* С, г/см3
Авиационный бензин	0,73-0,75
Автомобильный бензин	0,71-0,76
Топливо для реактивных двигателей	0,76-0,84
Дизельное топливо	0,80-0,85
Моторное масло	0,88-0,94
Мазут	0,92-0,99
Нефть	0,74-0,97

Точный расчет плотности нефтепродукта
Для того чтобы определить при помощи этой таблицы плотность нефтепродукта при данной температуре, необходимо:
таблица средних температурных поправок плотности нефтепродуктов.

Плотность при 20oС	Температурная поправка на 1oС	Плотность при 20oС	Температурная поправка на 1oС
0,650-0,659	0,000962	0,8300-0,8399	0,000725
0,660-0,669	0,000949	0,8400-0,8499	0,000712
0,670-0,679	0,000936	0,8500-0,8599	0,000699
0,680-0,689	0,000925	0,8600-0,8699	0,000686
0,6900-0,6999	0,000910	0,8700-0,8799	0,000673
0,7000-0,7099	0,000897	0,8800-0,8899	0,000660
0,7100-0,7199	0,000884	0,8900-0,8999	0,000647
0,7200-0,7299	0,000870	0,9000-0,9099	0,000633
0,7300-0,7399	0,000857	0,9100-0,9199	0,000620
0,7400-0,7499	0,000844	0,9200-0,9299	0,000607
0,7500-0,7599	0,000831	0,9300-0,9399	0,000594
0,7600-0,7699	0,000818	0,9400-0,9499	0,000581
0,7700-0,7799	0,000805	0,9500-0,9599	0,000567
0,7800-0,7899	0,000792	0,9600-0,9699	0,000554
0,7900-0,7999	0,000778	0,9700-0,9799	0,000541
0,8000-0,8099	0,000765	0,9800-0,9899	0,000528
0,8100-0,8199	0,000752	0,9900-1,000	0,000515
0,8200-0,8299	0,000738

а) найти по паспорту плотность нефтепродукта при +20oС;
б) измерить среднюю температуру груза в цистерне;
в) определить разность между +20oС и средней температурой груза;
г) по графе температурной поправки найти поправку на 1oС, соответствующую плотность данного продукта при +20oС;
д) умножить температурную поправку плотности на разность температур;

е) полученное в п. «д» произведение вычесть из значения плотности при +20oС, если средняя температура нефтепродукта в цистерне выше +20oС, или прибавить это произведение, если температура продукта ниже +20oС.

Примеры.

Плотность нефтепродукта при +20oС, по данным паспорта 0,8240. Температура нефтепродукта в цистерне +23oС. Определить по таблице плотность нефтепродукта при

этой температуре.
Находим:
а) разность температур 23o — 20o =3o;
б) температурную поправку на 1oС по таблице для плотности 0,8240, состовляющую 0,000738;
в) температурную поправку на 3o:
0,000738*3=0,002214, или округленно 0,0022;
г) искомую плотность нефтепродукта при температуре +23oС (поправку нужно вычесть, так как температура груза в цистерне выше +20oС), равную 0,8240-0,0022=0,8218, или округленно 0,8220.

2. Плотность нефтепродукта при +20oС, по данным паспорта, 0,7520. Температура груза в цистерне -12oС. Определить плотность нефтепродукта при этой температуре.

Находим:
а) разность температур +20oС — (-12oС)=32oС;
б) температурную поправку на 1oС по таблице для плотности 0,7520, составляющую 0,000831;
в) температурную поправку на 32o, равную 0,000831*32=0,026592, или округленно 0,0266;
г) искомую плотность нефтепродукта при температуре -12oС (поправку нужно прибавить, так как температура груза в цистерне ниже +20oС), равную 0,7520+0,0266=0,7786, или округленно 0,7785.

Источник: https://www.otkspb.ru/plotnost/

Определение плотности нефти и нефтепродуктов

08 мая 2016 г.

Для нефти плотность выраается в двух величинах: абсолютной и относительной.

Абсолютная плотность — это величина массы в единице объема. В качестве единицы измерения применяют г/см3, кг/м3, т/м3. Измеряется при нормальной температуре, равной 20 °С.

Относительная плотность — это отношение плотностей нефти или нефтепродукта к плотности воды при определенных температурах. Величина относительной плотности безразмерная. В России принято определять плотность нефти или нефтепродукта при t = 20 °С по отношению к плотности дистиллированной воды при t = 4 °С. Обозначается р204.

Плотность нефти и нефтепродуктов определяется несколькими способами:

Ппросгатический метод.

Заключается в погружении отградуированного на нефтепродукты ареометра в стеклянный цилиндр, заполненный нефтепродуктом, и отсчете по шкале по нижнему мениску величины погружения ареометра при данной температуре.

Ареометры выпускаются с пределами измерения плотности, приведенными в таблице.

Характеристики ареометров

Пределы измерения плотности	Предназначения для нефтепродуктов
0,65-0,71	Авиабензины,
0,71-0,77	Автобензины
0,77-0,83	Керосины
0,83-0,89	Керосины, дизельное топливо, масла индустриальные
0,89-0,95	Темные нефтепродукты и масла

Пикнометрический метод.

Заключается в том, что в отградуированный сосуд (пикнометр) заливают испытуемый нефтепродукт, доводят его температуру до 20 °С и взвешивают на аналитических весах с погрешностью не более 0,0002 г.

Расчетный метод.

Заключается в отборе пробы нефтепродукта из резервуара или транспортного средства и измерении температуры с помощью термометра.

Затем по таблице определяется величина изменения плотности на 1 °С, умножается на число градусов, отличающихся от 20 °С, и полученное число прибавляется или вычитается из значения паспортной плотности.

Источник: http://ros-pipe.ru/tekh_info/tekhnicheskie-stati/khranenie-i-transportirovka-nefteproduktov/opredelenie-plotnosti-nefti-i-nefteproduktov-/

Плотность Нефти

Плотность — один из основных физических параметров и качественных характеристик сырой и товарной нефти. Относительная плотность нефти обычно варьируется в пределах 0,83 – 0,96.

Чем легче нефть, тем выше в ней содержание наиболее ценных легких фракций, тем меньше требуется усилий для ее переработки, и, соответственно, тем она ценнее.

Ярким представителем легкой нефти является американский сорт WTI, который по-другому так и называется — Light Sweet, что в переводе с английского языка означает «легкая и сладкая» (сладкая в данном случае означает малосернистая). Некоторые виды легкой нефти, например, так называемые «белые нефти», имеют плотность всего 0,75 – 0,77.

В тяжелой нефти, наоборот, содержится большое количество высокомолекулярных примесей, таких как, смолисто-асфальтеновые вещества, что делает переработку довольно ресурсно-затратной. Поэтому и стоят тяжелые сорта нефти существенно дешевле легких сортов. Такие нефти имеют плотность, близкую к единице.

Таким образом, плотность – неотъемлемая характеристика каждого сорта нефти.

При этом учитывается температура окружающей среды, а также климатический пояс, время года и пр.

Следовательно, данные о плотности нефти необходимы не только для расчетов технологических процессов, но и для экономического планирования.

Плотность как физическая величина

Плотность – это отношение массы тела к занимаемому им объему.

ρ =	M	ρ — плотность вещества M — масса вещества V — занимаемый объем
V

Вычисляемое по данной формуле значение называют также абсолютной плотностью. В системе СИ данная величина выражается в кг/м3.

На практике же чаще всего прибегают к определению так называемой относительной плотности – отношению абсолютной плотности исследуемого вещества к абсолютной плотности какого-либо эталона при определенной температуре.

ρ =	M	ρ — плотность вещества M — масса вещества M1 — масса эталона
M1

В большинстве случаев, в том числе в нефтяной индустрии, в качестве эталона используют дистиллированную воду. Измерения образцов нефти обычно проводят при 20 °С, и соответственно, относят полученные значения к плотности дистиллированной воды при 20 °С, либо при 4 °С (абсолютная плотность воды при данной температуре равна единице).

Установлено, что зависимость плотности большинства нефтей и нефтепродуктов от температуры имеет линейный характер (в интервале температур 0 – 50 °С) и выражается следующей формулой:

Опираясь на данную зависимость можно вычислить плотность нефти при какой-либо температуре, зная ее плотность при другой температуре. В частности, довольно распространенной характеристикой нефти является ее относительная плотность при 20 °С относительно воды при 4 °С:

ρ	20	= ρ	t	+ γ (t — 20)
4	4

Плотность в градусах API

В отличие от России и стран СНГ, за рубежом принято выражать плотность нефти по шкале API, которая была разработана в 1921 году Американским институтом нефти.

Плотность в градусах API рассчитывается из относительной плотности, определяемой при стандартной температуре 15,6 °С (60 °F), по формуле:

API =	141,5	— 131,5
ρ	15,6
4

Вычислить относительную плотность, зная значение плотности в градусах API можно по обратной формуле:

ρ	15,6	=	141,5
4	API + 131,5

Таблица соответствия градусов API и относительной плотности нефти (при температуре 15,6 °С):

Градусы APIОтносительная плотность©PetroDigest.ru

8	1.014
9	1.007
10	1.000
11	0.993
12	0.986
13	0.979
14	0.973
15	0.966
16	0.959
17	0.953
18	0.946
19	0.940
20	0.934
21	0.928
22	0.922
23	0.916
24	0.910
25	0.904
26	0.898
27	0.893
28	0.887
29	0.882
30	0.876
31	0.871
32	0.865
33	0.860
34	0.855
35	0.850
36	0.845
37	0.840
38	0.835
39	0.830
40	0.825
41	0.820
42	0.816
43	0.811
44	0.806
45	0.802
46	0.797
47	0.793
48	0.788
49	0.784
50	0.779
51	0.775
52	0.771
53	0.767
54	0.763
55	0.759
56	0.755
57	0.750
58	0.747
59	0.743
60	0.739

От чего зависит плотность нефти

Плотность нефтей зависит от множества факторов: в первую очередь от фракционного и химического состава, а также от содержания растворенных газов, условий образования и др.

В частности, чем глубже находятся залежи нефти, тем она легче. Дело в том, что чем глубже залегает нефть, тем она старше, и тем больше в ней накапливаются углеводороды, обладающие минимальной свободной энергией, такие как алканы.

Иногда из этого правила бывают исключения, которые, однако, объясняются вторичными явлениями, например миграцией нефти в верхние пласты.

Источник: https://petrodigest.ru/info/neft/fizicheskie-svojstva-nefti/plotnost-nefti

Источник

Плотность нефтепродуктов — самая первая и главная величина, для определения качества и количества ГСМ. Любое изменение приведенной плотности, означает изменение качества нефтепродукта.

1. ГОСТ 3900 85 Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности

2. Учет-массы нефтепродуктов. Обучающая презентация.

Плотность — это отношение массы тела к занимаемому этим телом объёму.

Проще сказать, сколько в литре килограмм. Например, плотность (удельный вес) 0.850, значит вес 1 литра = 850 грамм. Измерить плотность нефтепродукта можно ареометром или денсиметром, работающим по закону Архимеда.

Ареометр (денсиметр) погружается в нефтепродукт (как поплавок) на глубину, равную величине плотности. При этом ареометр еще и измеряет температуру жидкости, денсиметр температуру не измеряет.

При нагреве нефтепродукта — его плотность уменьшается, при охлаждении — увеличивается.

Нагретый нефтепродукт — расширяется.

Охлажденный — сжимается.

Фракционный состав — Количество нефтепродукта, в процентах, от общего объема, выкипающего при определенной температуре.

$fract sostav$

Определяется
Нагревом пробы 100мл (100%) в колбе, с постоянным измерением температуры. последующим испарением выкипающего при нагреве продукта в мерный цилиндр с градуировкой в миллилитрах.

Например, выкипело 10 мл. Температура нагретого продукта замеренная при падении последних капель до риски 10 мл составила 60 гр.С. Значит это 10% фракция при температуре 60 гр.С.

Для авто бензинов важны следующие данные фракционного состава:

Начало кипения и первые 10% — влияют на запуск двигателя. Чем данная фракция легче, тем более легким становится пуск двигателя в холодное время, и тем труднее происходит пуск двигателя в жаркий период, ввиду возникновения паровых пробок в системе подачи топлива. Легкий бензин более летуч, имеет большие потери от испарения при хранении и перекачках, более пожароопасный.

До 50% — Основной показатель приемистости двигателя, Способности четкой работы двигателя при быстром изменении нагрузки и подачи топливо воздушной смеси. Но при этом, тяжелый бензин в этой фракции более экономичен в плане расхода топлива.

До 90% — Полнота сгорания, нагарообразование. Чем бензин тяжелее, тем он хуже сгорает и при этом увеличивается нагарообразование.

Конец кипения — чем больше разница между концом кипения и 90%, тем менее качественным является данный бензин. Возможно, в нем присутствуют дизельные фракции. Влияет на нагарообразование.

Приведение плотности к 20°С

Для того чтобы определить при помощи этой таблицы плотность нефтепродукта при данной температуре, необходимо:

а) найти по паспорту плотность нефтепродукта при +20oС;
б) измерить среднюю температуру груза в цистерне;
в) определить разность между +20oС и средней температурой груза;
г) в Таблице 1 по графе температурной поправки найти поправку на 1oС, соответствующую плотность данного продукта при +20oС;
д) умножить температурную поправку плотности на разность температур;
е) полученное в п. «д» произведение вычесть из значения плотности при +20oС, если средняя температура нефтепродукта в цистерне выше +20oС, или прибавить это произведение, если температура продукта ниже +20oС.

Таблица 1
Средние температурные поправки плотности нефтепродуктов

tablica

Примеры.

Плотность нефтепродукта при +20oС, по данным паспорта 0,8240. Температура нефтепродукта в цистерне +23oС. Определить плотность нефтепродукта при этой температуре.
Находим:
а) разность температур 23o — 20o =3o;
б) температурную поправку на 1oС по Таблице 1 для плотности 0,8240, составляющую 0,000738;
в) температурную поправку на 3o:
0,000738*3=0,002214, или округленно 0,0022;
г) искомую плотность нефтепродукта при температуре +23oС (поправку нужно вычесть, так как температура груза в цистерне выше +20oС), равную 0,8240-0,0022=0,8218, или округленно 0,8220.
Плотность нефтепродукта при +20oС, по данным паспорта, 0,7520. Температура груза в цистерне -12oС. Определить плотность нефтепродукта при этой температуре.
Находим:
а) разность температур +20oС — (-12oС)=32oС;
б) температурную поправку на 1oС по таблице для плотности 0,7520, составляющую 0,000831;
в) температурную поправку на 32o, равную 0,000831*32=0,026592, или округленно 0,0266;
г) искомую плотность нефтепродукта при температуре -12oС (поправку нужно прибавить, так как температура груза в цистерне ниже +20oС), равную 0,7520+0,0266=0,7786, или округленно 0,7785.

Легко и быстро пересчитать плотность лучше с помощью электронного сервиса. Не нужны калькуляторы и расчеты. Просто вводите данные, и получаете ответ!

“Плотность”: Количество вещества в определенном объеме. Плотность нефтепродуктов находится по формуле: масса, разделенная на объем, равняется плотности

Проще говоря, сколько в литре килограмм. Например, плотность (удельный вес) 0.850, значит вес 1 литра = 850 грамм. Измерить плотность нефтепродукта можно ареометром или денсиметром, работающим по закону Архимеда.

Ареометр (денсиметр) погружается в нефтепродукт (как поплавок со шкалой) на глубину, равную величине плотности. При нагреве нефтепродукта, поплавок (ареометр) погрузится, при охлаждении всплывет. При нагреве нефтепродукта — его плотность уменьшается, объем увеличивается, при охлаждении — увеличивается плотность, но объем уменьшается.

“Приведенная плотность”: плотность, рассчитанная по формуле, при стандартной температуре. Например, при 20ºС или при 15ºС. Для точного вычисления массы углеводородов (и не только), имеющих температуру отличную от стандартной, применяют “приведенную плотность”. Умножая плотность на объем, получаем массу исследуемой жидкости.

“Объединенная проба”: Проба, состоящая из смеси проб нефтепродукта, отобранных из резервуара с разных точек, уровней (с разной глубины) в определенной пропорции.

плотность

определение плотности нефтепродуктов

измерение плотности нефтепродуктов

гост определения плотности нефтепродуктов

плотность нефтепродуктов

Источник

Для нефти плотность выраается в двух величинах: абсолютной и относительной.

Блок: 1/6 | Кол-во символов: 574
Источник: http://ros-pipe.ru/tekh_info/tekhnicheskie-stati/khranenie-i-transportirovka-nefteproduktov/opredelenie-plotnosti-nefti-i-nefteproduktov-/

Содержание

1 Примеры решения задач
- 1.1 Измерение плотности нефтепродукта с помощью ареометра и денсиметра
2 Плотность как физическая величина
3 Ппросгатический метод.
4 Характеристики ареометров
5 Пикнометрический метод.
6 Расчетный метод.

Примеры решения задач

ПРИМЕР 1

Задание

Во сколько раз масса молекулы воды больше массы молекулы водорода и меньше массы атома неона?

Решение

Вычислим молекулярные массы воды, неона и водорода:

M r (H 2) = 2 ×A r (H) = 2 × 1 = 2;

M r (Ne) = A r (Ne) = 20;

M r (H 2 O) = 2 ×A r (H) + A r (O) = 2 × 1 + 16 = 2 + 16 = 18.

Для расчетов, определяющих на сколько или во сколько раз масса молекулы одного вещества больше или меньше массы молекулы другого вещества, проще пользоваться величинами относительных молекулярных масс, которые выполняют роль истинных масс молекул. Все сказанное также справедливо и в отношении относительных атомных масс.

m(H 2 O) / m(H 2) = Mr(H 2 O) / Mr(H 2) = 18 / 2 = 9;

m(H 2 O) / m(Ne) = Mr(H 2 O) / Mr(Ne) = 18 / 20 = 0,9.

Ответ

Масса молекулы воды в 9 раз превышает массу молекулы водорода и составляет 0,9 массы атома неона.

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.

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.

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.

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.

Для каждого района 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 возникающих в результате выброса нефтепродуктов в окружающую среду, и позволяет избежать многих ошибок.

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.

Плотность — один из основных физических параметров и качественных характеристик сырой и товарной нефти . Относительная плотность нефти обычно варьируется в пределах 0,83 – 0,96.

Зная плотность нефти, можно сделать некоторые выводы о ее химическом и фракционном составе, то есть предположить какие компоненты преобладают в смеси, что в свою очередь влияет на стоимость сырья . Чем легче нефть, тем выше в ней содержание наиболее ценных легких фракций, тем меньше требуется усилий для ее переработки, и, соответственно, тем она ценнее. Ярким представителем легкой нефти является американский сорт WTI , который по-другому так и называется — Light Sweet, что в переводе с английского языка означает «легкая и сладкая» (сладкая в данном случае означает малосернистая). Некоторые виды легкой нефти, например, так называемые «белые нефти», имеют плотность всего 0,75 – 0,77.

В тяжелой нефти, наоборот, содержится большое количество высокомолекулярных примесей, таких как, смолисто-асфальтеновые вещества , что делает переработку довольно ресурсно-затратной. Поэтому и стоят тяжелые сорта нефти существенно дешевле легких сортов. Такие нефти имеют плотность, близкую к единице.

Таким образом, плотность – неотъемлемая характеристика каждого сорта нефти .

Кроме этого плотность нефти нужно знать при пересчете ее количества из объемных единиц в массовые, и наоборот, что необходимо при приемке, учете и отгрузке на нефтеперерабатывающих заводах и при транспортировке. При этом учитывается температура окружающей среды, а также климатический пояс, время года и пр. Следовательно, данные о плотности нефти необходимы не только для расчетов технологических процессов, но и для экономического планирования.

Блок: 2/4 | Кол-во символов: 13968
Источник: https://www.ustnn.ru/plotnost-nefti-ravna-opredelit-ee-udelnyi-ves-opredelenie.html

Плотность как физическая величина

Плотность – это отношение массы тела к занимаемому им объему.

ρ =

ρ — плотность вещества

M — масса вещества

V — занимаемый объем

ρ =

ρ — плотность вещества

M — масса вещества

M1 — масса эталона

ρ	20	= ρ	t	+ γ (t — 20)
4	4

Блок: 2/4 | Кол-во символов: 1465
Источник: https://petrodigest.ru/info/neft/fizicheskie-svojstva-nefti/plotnost-nefti

Ппросгатический метод.

При этом способе платность определяется с помощью приборов — ареометров и нефтеденсиметров. С помощью первого можно определять плотность и температуру продукта, второго — только плотность. Заключается в погружении отградуированного на нефтепродукты ареометра в стеклянный цилиндр, заполненный нефтепродуктом, и отсчете по шкале по нижнему мениску величины погружения ареометра при данной температуре. Ареометры выпускаются с пределами измерения плотности, приведенными в таблице.

Блок: 3/6 | Кол-во символов: 504
Источник: http://ros-pipe.ru/tekh_info/tekhnicheskie-stati/khranenie-i-transportirovka-nefteproduktov/opredelenie-plotnosti-nefti-i-nefteproduktov-/

Характеристики ареометров

Пределы измерения плотности	Предназначения для нефтепродуктов
0,65-0,71	Авиабензины,
0,71-0,77	Автобензины
0,77-0,83	Керосины
0,83-0,89	Керосины, дизельное топливо, масла индустриальные
0,89-0,95	Темные нефтепродукты и масла

Блок: 4/6 | Кол-во символов: 276
Источник: http://ros-pipe.ru/tekh_info/tekhnicheskie-stati/khranenie-i-transportirovka-nefteproduktov/opredelenie-plotnosti-nefti-i-nefteproduktov-/

Пикнометрический метод.

Блок: 5/6 | Кол-во символов: 222
Источник: http://ros-pipe.ru/tekh_info/tekhnicheskie-stati/khranenie-i-transportirovka-nefteproduktov/opredelenie-plotnosti-nefti-i-nefteproduktov-/

Расчетный метод.

Проводится на основании зависимости плотности нефтепродукта от его температуры. Для расчета используются паспортная плотность нефтепродукта при температуре 20 °С, определенная химической лабораторией НПЗ при его отгрузке. Заключается в отборе пробы нефтепродукта из резервуара или транспортного средства и измерении температуры с помощью термометра. Затем по таблице определяется величина изменения плотности на 1 °С, умножается на число градусов, отличающихся от 20 °С, и полученное число прибавляется или вычитается из значения паспортной плотности.

Блок: 6/6 | Кол-во символов: 568
Источник: http://ros-pipe.ru/tekh_info/tekhnicheskie-stati/khranenie-i-transportirovka-nefteproduktov/opredelenie-plotnosti-nefti-i-nefteproduktov-/

Кол-во блоков: 9 | Общее кол-во символов: 17577
Количество использованных доноров: 3
Информация по каждому донору:

http://ros-pipe.ru/tekh_info/tekhnicheskie-stati/khranenie-i-transportirovka-nefteproduktov/opredelenie-plotnosti-nefti-i-nefteproduktov-/: использовано 5 блоков из 6, кол-во символов 2144 (12%)
https://www.ustnn.ru/plotnost-nefti-ravna-opredelit-ee-udelnyi-ves-opredelenie.html: использовано 1 блоков из 4, кол-во символов 13968 (79%)
https://petrodigest.ru/info/neft/fizicheskie-svojstva-nefti/plotnost-nefti: использовано 1 блоков из 4, кол-во символов 1465 (8%)

Поделитесь в соц.сетях:

Оцените статью:

Загрузка…

Источник

Таблица
1.3 – Содержание узких фракций в
пономаревской нефти

Номер фракции	Пределы выкипания	Выход, % масс. на нефть
суммарный	отдельной фракции
0	до 28 °С	1,9	—
1	нк-60*	5,0	5,0
2	60-100	10,4	5,4
3	100-150	18,0	7,6
4	150-200	26,8	8,8
5	200-250	36,6	9,8
6	250-300	46,2	9,6
7	300-350	55,5	9,3
8	350-400	63,8	8,3
9	400-450	70,0	6,2
10	450-500	76,2	6,2
11	500 +	100	23,8
* в том числе и газ

Таблица
1.4 – Содержание узких фракций в
тархановской нефти

Номер фракции	Пределы выкипания	Выход, % масс. на нефть
суммарный	отдельной фракции
1	2	3	4
0	до 28 °С	0	—
1	нк-60*	1,5	1,5
2	60-100	5,0	3,5
3	100-150	10,2	5,2
4	150-200	16,0	5,8
5	200-250	22,4	6,4
6	250-300	29,6	7,2
7	300-350	37,0	7,4

Продолжение таблицы 1.4

1	2	3	4
8	350-400	44,5	7,5
9	400-450	51,5	7,0
10	450-500	56,3	4,8
11	500+	100	43,7
* в том числе и газ

Содержание фракций в % масс.
(а_см)
в смеси нефтей рассчитывается по формуле:

а_см=
а₁∙
в₁+
а₂∙
в₂,

где а₁,
а₂ –
содержание одноименных фракций в каждой
нефти, % масс.;

в₁,
в₂ –
массовая доля нефтей в смеси.

Содержание газа в смеси:

1,9 ∙ 0,6 + 0,0 ∙ 0,4 = 1,14 %
масс.

Содержание фракции нк-60 °С
в смеси:

5,0 ∙ 0,6 + 1,5 ∙ 0,4 = 3,6 %
масс.

Содержание фракции 60-100 °С
в смеси:

5,4 ∙ 0,6 + 3,5 ∙ 0,4 = 4,64 % масс.

Содержание фракции 100-150 °С
в смеси:

7,6 ∙ 0,6 + 5,2 ∙ 0,4 = 6,64 % масс.

Содержание фракции 150-200 °С
в смеси:

8,8 ∙ 0,6 + 5,8 ∙ 0,4 = 7,6 % масс.

Содержание фракции 200-250 °С
в смеси:

9,8 ∙ 0,6 + 6,4 ∙ 0,4 = 8,44 % масс.

Содержание фракции 250-300 °С
в смеси:

9,6 ∙ 0,6 + 7,2 ∙ 0,4 = 8,64 % масс.

Содержание фракции 300-350 °С
в смеси:

9,3 ∙ 0,6 + 7,4 ∙ 0,4 = 8,54 % масс.

Содержание фракции 350-400°С
в смеси:

8,3 ∙ 0,6 + 7,5 ∙ 0,4 = 7,98 % масс.

Содержание фракции 400-450 °С
в смеси:

6,2 ∙ 0,6 + 7,0 ∙ 0,4 = 6,52 % масс.

Содержание фракции 450-500 °С
в смеси:

6,2 ∙ 0,6 + 4,8 ∙ 0,4 = 5,64 % масс.

Содержание фракции 500 °С+
в смеси:

23,8 ∙ 0,6 + 43,7 ∙ 0,4 = 31,76 % масс.

Содержание узких фракций в
смеси нефтей приведено в таблице 1.5.
Кроме того, рассчитываются значения
средних ординат для каждой фракции,
которые понадобятся в дальнейшем для
построения кривых плотностей и молярных
масс.

Средние ординаты фракций
рассчитываются по формуле:

^{Хср = (ао + а}_Ʃ^{)

/ 2,}

^{где ао,а}_Ʃ
^{– суммарные

выходы, соответствующие началу кипения

и концу}кипения каждой
фракции.

Расчет и значения средних
ординат приведены в таблице 1.5.

Таблица 1.5 – Содержание узких
фракций в смеси нефтей

Номер фракции	Пределы выкипания				Суммарный выход	Средняя ордината фракций ^Хср
1	2	3	4	5	6	7
0	до 28 °С	1,9	0	1,14	—	—
1	нк-60*	5,0	1,5	3,6	3,6	(0+3,6)/2=1,8
2	60-100	5,4	3,5	4,64	8,24	(3,6+8,24)/2=5,92
3	100-150	7,6	5,2	6,64	14,88	(8,24+14,88)/2=11,56
4	150-200	8,8	5,8	7,6	22,48	(14,88+22,48)/2=18,68
5	200-250	9,8	6,4	8,44	30,92	(22,48+30,92)/2=26,7
6	250-300	9,6	7,2	8,64	39,56	(30,92+39,56)/2=35,24
7	300-350	9,3	7,4	8,54	48,1	(39,56+48,1)/2=43,83
8	350-400	8,3	7,5	7,98	56,08	(48,1+56,08)/2=52,09
9	400-450	6,2	7,0	6,52	62,6	(56,08+62,6)/2=59,34

Продолжение таблицы 1.5

1	2	3	4	5	6	7
10	450-500	6,2	4,8	5,64	68,24	(62,6+68,24)/2=65,42
11	500+	23,8	43,7	31,76	100	(68,24+100)/2=84,12
*в том числе и газ

Рисунок 1.1 – К расчету средней
температуры кипения остатка

Среднюю температуру
кипения остатка (t_o_ст)
можно рассчитать,
используя
подобные треугольники
ABC и
ADE.

Для данного случая AB
= 68,24 – 62,6 = 5,64; AD = 84,12 –
62,6 = 21,52

отсюда 5,64 ⋅
х = (21,52 – 5,64) ⋅
50, х = 141.

t_ост.=
500 + х = 500 + 141 = 641 °С

Рисунок 1.2 – К расчету начала
кипения смеси нефтей

Начало кипения смеси нефтей
определяется пересечением луча,
проведенного через точки [1,14 %; 28 °С]
и [3,6 %; 60 °С]
с осью ординат.

Начало кипения нефти (t_нк)
можно рассчитать, используя подобные
треугольники ABC и ADE.

Для
нашего
случая AC
= 1,14
(выход
газа);
AE = 3,6 (см.
таблицу 1.5);

BC = x; DE
= x
+ (60 – 28)
= x
+ 32.

отсюда 1,14 ⋅
х + 1,14 ⋅
32 = 3,6 ⋅
х;

х =
= 15

t_нк=
28 – х = 28 – 15 = 13 °С

Среднюю
температуру кипения фракции находим
как среднее арифметическое:

t_ср=
(t_нк+
t_кк)
/ 2,

где t_нк
и t_кк–
температура начала и конца кипения
фракции соответственно.

Средняя
температура кипения фракции нк-60
°С:

t_ср1=
(13 + 60) / 2 = 37 °С

Средняя
температура кипения фракции 60-100
°С:

t_ср2=
(60 + 100) / 2 = 80 °С

Средняя
температура кипения фракции 100-150
°С:

t_ср3=
(100 + 150) / 2 = 125 °С

Средняя
температура кипения фракции 150-200
°С:

t_ср4=
(150 + 200) / 2 = 175 °С

Средняя
температура кипения фракции 200-250
°С:

t_ср5=
(200 + 250) / 2 = 225 °С

Средняя
температура кипения фракции 250-300
°С:

t_ср6=
(250 + 300) / 2 = 275 °С

Средняя
температура кипения фракции 300-350
°С:

t_ср7=
(300 + 350) / 2 = 325 °С

Средняя
температура кипения фракции 350-400
°С:

t_ср8=
(350 + 400) / 2 = 375 °С

Средняя
температура кипения фракции 400-450
°С:

t_ср9=
(400 + 450) / 2 = 425 °С

Средняя
температура кипения фракции 450-500
°С:

t_ср10=
(450 + 500) / 2 = 475 °С

По формуле Воинова рассчитываются
значения молярной массы фракций:

М_i= 60 + 0,3 ⋅

+ 0,001⋅,

где

– средняя температура кипения фракции.

Молярная масса фракции нк-60
°С:

М₁=
60 + 0,3 ⋅
37 + 0,001 ⋅
37²= 72 кг/кмоль

Молярная масса фракции 60-100
°С:

М₂=
60 + 0,3 ⋅
80 + 0,001 ⋅
80²=
90 кг/кмоль

Молярная масса фракции 100-150
°С:

М₃=
60 + 0,3 ⋅
125 + 0,001 ⋅
125²= 113 кг/кмоль

Молярная масса фракции 150-200
°С:

М₄=
60 + 0,3 ⋅
175 + 0,001 ⋅
175²= 143 кг/кмоль

Молярная масса фракции 200-250
°С:

М₅=
60 + 0,3 ⋅
225 + 0,001 ⋅
225²= 178 кг/кмоль

Молярная масса фракции 250-300
°С:

М₆=
60 + 0,3 ⋅
275 + 0,001 ⋅
275²= 218 кг/кмоль

Молярная масса фракции 300-350
°С:

М₇=
60 + 0,3 ⋅
325 + 0,001 ⋅
325²= 263 кг/кмоль

Молярная масса фракции 350-400
°С:

М₈=
60 + 0,3 ⋅
375 + 0,001 ⋅
375²= 313 кг/кмоль

Молярная масса фракции 400-450
°С:

М₉=
60 + 0,3 ⋅
425 + 0,001 ⋅
425²= 368 кг/кмоль

Молярная масса фракции 450-500
°С:

М₁₀=
60 + 0,3 ⋅
475 + 0,001 ⋅
475²= 428 кг/кмоль

Молярная масса фракции 500
°С+:

М₁₁=
60 + 0,3 ⋅
641 + 0,001 ⋅
641²= 663 кг/кмоль

Плотность
дистиллятных фракций (при атмосферно-вакуумной
перегонке нефти – это фракции, выкипающие
до 500 °С)
рассчитывается по формуле:

=
⋅
(0,58 + 0,12 ⋅
(Х_ср)^1/3),

где

– относительная плотность смеси нефтей;

= 0,6 ⋅
0,8416 + 0,4 ⋅
0,8795 = 0,8568

Х_ср–
средняя ордината фракций (см. таблицу
1.5).

Относительная плотность
фракции нк-60 °С:

= 0,8568 ⋅
(0,58 + 0,12 ⋅
(1,8)^1/3)
= 0,622

Относительная плотность
фракции 60-100 °С:

= 0,8568 ⋅
(0,58 + 0,12 ⋅
(5,92)^1/3)
= 0,683

Относительная плотность
фракции 100-150 °С:

= 0,8568 ⋅
(0,58 + 0,12 ⋅
(11,56)^1/3)
= 0,730

Относительная плотность
фракции 150-200 °С:

= 0,8568 ⋅
(0,58 + 0,12 ⋅
(18,68)^1/3)
= 0,770

Относительная плотность
фракции 200-250 °С:

= 0,8568 ⋅
(0,58 + 0,12 ⋅
(26,7)^1/3)
= 0,804

Относительная плотность
фракции 250-300 °С:

= 0,8568 ⋅
(0,58 + 0,12 ⋅
(35,24)^1/3)
= 0,834

Относительная плотность
фракции 300-350 °С:

= 0,8568 ⋅
(0,58 + 0,12 ⋅
(43,83)^1/3)
= 0,860

Относительная плотность
фракции 350-400 °С:

= 0,8568 ⋅
(0,58 + 0,12 ⋅
(52,09)^1/3)
= 0,881

Относительная плотность
фракции 400-450 °С:

= 0,8568 ⋅
(0,58 + 0,12 ⋅
(59,34)^1/3)
= 0,898

Относительная плотность
фракции 450-500 °С:

= 0,8568 ⋅
(0,58 + 0,12 ⋅
(65,42)^1/3)
= 0,911

Для остатка перегонки плотность
рассчитывается по формуле:

ρ_ост=
⋅
[1 + 0,204 ⋅
(X_сум/ 100)^0,8],

где X_сум
– суммарный отгон дистиллятов до
получения данного остатка (в нашем
случае это суммарный выход до 500 °С
= 68,24 %).

ρ_ост=
0,8568 ⋅
[1 + 0,204 ⋅
(68,24 / 100)^0,8]
= 0,986.

Все данные по характеристикам
узких фракций сводятся в таблицу 1.6.

Таблица 1.6 – Характеристика
узких фракций смесей нефтей

Номер фракции	Пределы выкипания	Выход фракции а_i,%	t_i	_i	М_i
1	2	3	4	5	6
0	до 28 °С	1,14	—	—	—
1	нк-60*	3,6	37	0,622	72
2	60-100	4,64	80	0,683	90

Соседние файлы в папке ФАСХУД

#
#
#
#
#
25.07.202062.46 Кб34с 70.xlsx
#

Источник

Плотность нефти и нефтепродуктов – одна из важнейших характеристик нефти и нефтепродуктов, поэтому так важна точность её определения.

Определение плотности нефтепродуктов
Измерение плотности нефтепродукта с помощью ареометра и денсиметра
Определение плотности нефти и нефтепродуктов с помощью пикнометра
Расчет плотности нефтепродуктов

Различают два показателя этого параметра – абсолютный и относительный.

Загрузка …

Определение плотности нефтепродуктов

Этот показатель можно определить следующими методами:

определение ареометром и денсиметром;
пикнометрический метод;
расчетный метод.

Измерение плотности нефтепродукта с помощью ареометра и денсиметра

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

Определение плотности нефти и нефтепродуктов с помощью пикнометра

Расчет плотности нефтепродуктов

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.

Далее приведем данные из поправочной таблицы, основанные на диапазонах плотностей (до тире – параметр при 20°, после тире – поправка на один градус):