Определение плотности нефти и нефтепродуктов пикнометром
..
Плотность – это одно из основных термодинамических свойств нефти и нефтепродуктов, которое позволяет оценить их химическую природу и товарные качества. На многих предприятиях нефтеперерабатывающей отрасли для измерения плотности применяются пикнометры. Пикнометр имеет вид небольшого стеклянного сосуда с узким горлышком. Также в производственных условиях широко применяются гелиевые пикнометры, позволяющие получать точные результаты измерений всего за 2-3 минуты.
Пикнометрический метод для измерения плотности нефти
Определение плотности нефтепродуктов пикнометром основано на расчете отношения ее массы к массе чистой воды, при этом объем и температура вещества и воды должны совпадать. Плотность показывает сколько весит единица нефтепродукта.
В идеале плотность нефтепродуктов надо измерять при температуре +20°С, но на практике не всегда удается достичь этого. Если исследование проводилось при температуре, отличающейся от +20°С, следует провести перерасчет по специальной формуле. При работе с нефтью применяются два вида стеклянных пикнометров: с кольцевой меткой на горлышке и с капиллярным отверстием на пробке, через которое происходит удаление излишков исследуемого продукта.
Когда и на каких производствах применяется пикнометрический метод
Определение плотности нефти пикнометром целесообразно проводить на разных этапах производственного цикла:
- на этапе разделения нефтяного сырья на фракции;
- во время переработки полученных фракций и выработки компонентов товарных нефтепродуктов;
- при смешивании компонентов для получения товарных нефтепродуктов с определенными показателями качества.
На предприятиях измерение плотности нефти проводится в таких целях:
- для проведения коммерческих расчетов;
- определения качественных характеристик сырья;
- установления веса нефтепродуктов в цистернах и резервуарах.
Для каких именно видов нефтепродуктов можно использовать пикнометр
С помощью данного прибора можно определять показатели плотности практически всех видов нефтепродуктов:
- топлива (авиационного и автомобильного бензина, дизельного топлива, керосина и др.);
- смазочных материалов;
- растворителей;
- битумов;
- нефтехимического сырья;
- сжиженных углеродных газов и др.
Точность метода
Метод позволяет получить очень точные результаты – до ±0,001 г/cм3. Необходимо отметить, что измерение плотности с помощью стеклянных пикнометров занимает много времени и потребует от лаборанта предельной внимательности. Поэтому на крупных предприятиях по переработке нефти целесообразно применять гелиевый пикнометр. Прибор выдает достоверные результаты за считанные минуты, при этом вмешательство человека сведено к минимуму.
Суть метода
Для проведения исследований понадобятся такие приборы и материалы: стеклянный пикнометр с меткой и капиллярной трубкой, термостат, дистиллированная вода, хромовая смесь, фильтровальная бумага, этиловый спирт.
Последовательность действий:
- Пикнометр надо промыть хромовой смесью, затем водой и спиртом.
- Сухой сосуд взвешивают с точностью до 0,0002 г, затем в него набирают воду (выше метки).
- Прибор с водой выдерживают в термостате в течение 30 минут при температуре +20°С (допустимое отклонение ±0,1°C).
- Когда уровень жидкости в стеклянном сосуде установится на одном уровне – надо убрать избыток воды, доведя его до верхнего мениска. Вытереть шейку прибора бумагой и закрыть его пробкой.
- Прибор с жидкостью надо взвесить.
- Теперь надо определить водное число пикнометра. Его рассчитывают как разницу между массой сосуда с водой после термостатирования и массой пустого сосуда.
- Следующий этап – определение плотности нефти (нефтепродукта). Для этого чистый и сухой измерительный прибор наполняют веществом немного выше метки. При этом надо постараться не замазать стенки сосуда.
- Затем пикнометр необходимо закрыть пробкой и термостатировать при +20°С в течение получаса.
- Как только уровень вещества перестанет меняться, его излишки надо убрать пипеткой так, чтобы уровень находился напротив верхнего мениска.
- Прибор с нефтепродуктом взвешивают.
Что обязательно нужно учесть
- Необходимо тщательно следить за постоянством температур во время термостатирования воды и нефти.
- Для получения достоверных результатов нужно использовать высокоточные аналитические весы.
- Результаты исследований могут искажаться если в исходной нефти или нефтепродукте присутствует вода или механические примеси.
- Нефть является токсичным веществом, поэтому при работе с ней следует использовать индивидуальные средства защиты.
- Все испытания с нефтепродуктами надо проводить только в вытяжном шкафу под тягой.
Формула, по которой вычисляется плотность нефти
P = (m2 – m1) / m1,
где m1 – вес пустого прибора;
m2 – вес пикнометра с нефтяным сырьем.
Относительная плотность нефтепродукта
Относительная плотность – это отношение плотности нефти при температуре +20°С к плотности воды при температуре +4°С. Данный показатель рассчитывается по такой формуле:
P(t/4) = Р(20/4) – ß × (t – 20),
где P(t/4) – относительная плотность;
Р(20/4) – относительная плотность нефти при +20°С;
ß – коэффициент объемного расширения, зависящий от температуры и плотности нефти;
t – температура в °С.
Как плотность зависит от температуры
Плотность может резко меняться под воздействием температур:
- при повышении температуры плотность вещества уменьшается;
- при понижении – плотность увеличивается.
Для перерасчета плотности нефтяного сырья в зависимости от температуры применяются специальные таблицы.
Действительная плотность нефтепродукта
Данный показатель представляет собой массу объема исследуемого вещества за вычетом объема воздуха, пор, трещин. Он используется в таких случаях:
- для проведения технических расчетов;
- при вычислении запасов нефти в недрах;
- при определении количества добытой нефти;
- для расчета пористости и других характеристик.
Преимущества пикнометра
Стандартные пикнометры обладают рядом преимуществ:
- высокая точность измерений;
- потребность в использовании небольшого количества исследуемого вещества;
- простота в эксплуатации;
- портативность, возможность применения в различных условиях;
- операции взвешивания и термостатирования проводятся раздельно.
Но они также имеют существенный недостаток: исследование занимает длительное время и является достаточно трудоемким.
Гелиевый пикнометр для нефти AccuPyc 1340 имеет такие преимущества:
- высокоскоростное и высокоточное измерение плотности различных веществ;
- анализ проводится в режиме реального времени;
- компактные размеры;
- устойчивая конструкция делает возможной эксплуатацию в жестких внешних условиях;
- измерения и вычисления проводятся без участия сотрудника лаборатории;
- прибором можно управлять с клавиатуры или с помощью программного обеспечения с внешнего компьютера.
Вывод
Для измерения плотности нефти и нефтепродуктов в промышленных условиях следует использовать гелиевый пикнометр. Высокоточный измерительный прибор позволит существенно снизить нагрузку на сотрудников лаборатории и обеспечит проведение измерений в режиме реального времени.
Гелиевый пикнометр AccuPyc 1340 – это качественный и надежный прибор, которому можно доверять. Заказать его можно здесь http://chimbiolab.ru/laboratornoe-oborudovanie/analiticheskoe-oborudovanie/accupic-1340.html. ООО «ХимБиоЛаб» обеспечит доставку измерительного прибора в любой регион России.
Плотностью называется физическая величина, определяемая массой вещества в единице объема. Отношение плотности двух веществ при определенных стандартных физических условиях называется относительной плотностью. Для жидкостей и твердых веществ она определяется по отношению к плотности воды при 40С, а для газов — по отношению к плотности воздуха при 00С и 0,1 МПа. Относительная плотность нефти и нефтепродуктов в России определяется при 200С и обозначается как r204. За рубежом относительную плотность находят при 15,50С (500F), относят к плотности воды при этой же температуре и обозначают как r1515.
Плотность зависит от температуры. Плотность нефтей и нефтепродуктов можно определить по формуле rt2 = rt1 – a(t2 — t1), где rt2, r t1 – плотности при температурах t2 — t1 (t2 >t1), a – средняя температурная поправка (см. табл.).
Для определения плотности нефтепродукта при заданной температуре, если известна плотность при 200С, можно воспользоваться табл. 1.2. Способ пользования таблицей следующий: находят в таблице величину известной плотности при 0С и ведут отсчет вправо, если заданная температура нефтепродукта ниже, или влево, если заданная температура выше.
Пример. Плотность нефтепродукта при 200С равна 0,7488. Требуется определить его плотность при минус 100С и плюс 400С. В табл. 1.2 находят плотность 0,7488 и, отсчитав вправо от нее 30 значений [20-(-10)=30], получают 0,7735 при минус 100С; отсчитав 20 значений влево от 0,7488 (40-20=20), получают плотность 0,7318 при плюс 400С.
Если известная плотность нефтепродукта не совпадает по численному значению с табличной, то следует взять в таблице ближайшую к ней по значению и от взятой вести отсчет. К найденному результату прибавить (отнять) разницу между плотностями – взятой за основу и известной.
Плотность нефтяных фракций можно рассчитать по средней температуре кипения
Тср
фракции (Тср), воспользовавшись формулой r204= А (— )n , где А и n –
100
коэффициенты, которые для сернистых нефтей равны 0,722 и 0,159, а для малосернистых – 0,736 и 0,130 соответственно.
Существуют и другие эмпирические формулы, позволяющие рассчитать плотность нефтяной фракции rфр:
3_____
rфр= rн (0,58 + 0,12 )√ Хср
_______________
rфр= √2, 841 n20D – 3,468
где rн – плотность нефти; Хср — середина по кривой ИТК для данной фракции, %1; n20D — показатель преломления.
Таблица
Средние температурные поправки плотности
нефтей и нефтепродуктов на 1°С
|
Плотность |
Поправка |
Плотность |
Поправка |
|
0,690—0,700 |
0,000910 |
0,850—0,860 |
0,000699 |
|
0,700—0,710 |
0,000897 |
0,860—0,870 |
0,000686 |
|
0,710—0,720 |
0,000884 |
0,870—0,880 |
0,000673 |
|
0,720—0,730 |
0,000870 |
0,880—0,890 |
0,000660 |
|
0,730—0,740 |
0,000857 |
0,890—0,900 |
0,000647 |
|
0,740—0,750 |
0,000844 |
0,900—0,910 |
0,000633 |
|
0,750—0,760 |
0,000831 |
0,910—0,920 |
0,000620 |
|
0,760—0,770 |
0,000818 |
0,920—0,930 |
0,000607 |
|
0,770—0,780 |
0,000805 |
0,930—0,940 |
0,000594 |
|
0,780—0,790 |
0,000792 |
0,940—0,950 |
0,000581 |
|
0,790—0,800 |
0,000778 |
0,950—0,960 |
0,000567 |
|
0,800—0,810 |
0,000765 |
0,960—0,970 |
0,000554 |
|
0,810—0,820 |
0,000752 |
0,970—0,980 |
0,000541 |
|
0,820—0,830 |
0,000738 |
0,980—0,990 |
0,000528 |
|
0,830—0,840 |
0,000725 |
0,990—1,000 |
0,000515 |
|
0,840—0,850 |
0,000712 |
Таблица
Значения плотности в зависимости от изменения температуры
|
1° |
2° |
3° |
4° |
5° |
6° |
7° |
8° |
9° |
10° |
|
0,6900 |
6909 |
6918 |
6927 |
6936 |
6946 |
6955 |
6964 |
6973 |
6982 |
|
0,7081 |
7090 |
7099 |
7108 |
7116 |
7125 |
7134 |
7143 |
7152 |
7161 |
|
0,7257 |
7266 |
7274 |
7283 |
7292 |
7301 |
7309 |
7318 |
7326 |
7335 |
|
0,7429 |
7437 |
7445 |
7454 |
7462 |
7471 |
7479 |
7488 |
7496 |
7505 |
|
0,7596 |
7604 |
7613 |
7621 |
7659 |
7637 |
7645 |
7653 |
7662 |
7670 |
|
0,7759 |
7767 |
7775 |
7783 |
7791 |
7799 |
7807 |
7815 |
7823 |
7831 |
|
0,7918 |
7925 |
7933 |
7941 |
7949 |
7957 |
7964 |
7972 |
7980 |
7988 |
|
0,8072 |
8080 |
8087 |
8095 |
8103 |
8110 |
8118 |
8125 |
8133 |
8140 |
|
0,8223 |
8230 |
8237 |
8245 |
8252 |
8260 |
8267 |
8274 |
8282 |
8289 |
|
0,8369 |
8376 |
8384 |
8391 |
8398 |
8405 |
8412 |
8419 |
8427 |
8432 |
|
0,8512 |
8519 |
8526 |
8533 |
8540 |
8547 |
8554 |
8561 |
8568 |
8575 |
|
0,8651 |
8658 |
8664 |
8671 |
8678 |
8685 |
8692 |
8699 |
8705 |
8712 |
|
0,8786 |
8793 |
8800 |
8806 |
8813 |
8819 |
8826 |
8833 |
8839 |
8846 |
|
0,8918 |
8925 |
8931 |
8938 |
8944 |
8950 |
8957 |
8963 |
8970 |
8976 |
|
0,9047 |
9053 |
9059 |
9066 |
9072 |
9078 |
9084 |
9091 |
9097 |
9103 |
|
0,9172 |
9178 |
9184 |
9190 |
9196 |
9203 |
9209 |
9215 |
9221 |
9227 |
|
0,9294 |
9300 |
9306 |
9312 |
9317 |
9323 |
9329 |
9335 |
9341 |
9347 |
|
0,9422 |
9418 |
9424 |
9430 |
9436 |
9441 |
9447 |
9453 |
9459 |
9465 |
|
0,9528 |
9533 |
9539 |
9545 |
9550 |
9556 |
9562 |
9567 |
9573 |
9579 |
|
0,9640 |
9646 |
9651 |
9657 |
9662 |
9668 |
9674 |
9679 |
9685 |
9690 |
|
0,9750 |
9755 |
9761 |
9766 |
9772 |
9777 |
9782 |
9788 |
9793 |
9799 |
|
0,9857 |
9862 |
9867 |
9873 |
9878 |
9883 |
9888 |
9894 |
9899 |
9904 |
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
 |
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 |
|
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.
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.
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.
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.
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.
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.
Плотность как физическая величина
Плотность – это отношение массы тела к занимаемому им объему.
| ρ = | M |
|
| 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 |
|
| 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
Расчетный метод определения плотности нефтей и нефтепродуктов
На
основании линейной зависимости меду
плотностью и показателем преломления
выведено уравнение регрессии для
вычисления плотности нефти или любой
ее фракции:
ρ204
=
2,0137 * n20D
–
2,112
(для нефтей)
ρ204
=
1,9851 * n20D
–
2,066
(для дистиллятных фракций нефти)
Метод
является экспрессным и является
незаменимым при работе и исследовании
малых количеств вещества. Однако по
точности расчетный метод уступает
определению плотности экспериментальным
путем. Наименьшие погрешности в расчетах
наблюдаются при анализе парафино —
нафтеновых фракций и ароматических
углеводородов невысокой степени
цикличности (n20D
=
<1,50,
ρ204
=<
0,88).
Плотность
ароматических фракций можно вычислять
по уравнению регрессии:
ρ204
=
1,1885 * n20D
–
0,8775
Отклонения
от экспериментального определения не
превышает 4 –
5%.
Плотность нефти и нефтепродуктов
Поскольку
основу нефти составляют углеводороды,
то ее плотность
обычно меньше единицы.
Плотности нефтепродуктов существенно
зависят от фракционного состава и
изменяются в следующих пределах:
|
Нефть (плотность |
Бензин |
|
Керосин |
|
|
Дизельное |
|
|
Масляные |
|
|
Мазут |
|
|
Гудрон |
|
|
Смолы |
Под
плотностью обычно понимают массу
вещества, заключенную в единице объема.
Соответственно размерность этой величины
– кг/м3
или г/см3.
Для характеристики
нефти, как правило, используют величины
относительной плотности.
Относительная
плотность ()
– это
безразмерная величина, численно равная
отношению массы нефтепродукта (mнt)
при температуре определения к массе
дистиллированной воды при 40С
(mвt),
взятой в том же объеме:
t4
= mнt
/ (mвt)
Поскольку
плотность воды при 40С
равна единице, то численное значение
абсолютной плотности и относительной
совпадают.
Наряду
с плотностью в нефтехимии существует
понятие относительного
удельного веса
().
Относительным
удельным весом
()
называется отношение веса нефтепродукта
при температуре определения к весу
дистиллированной воды при 4С
в том же объеме.
Совершенно очевидно,
что при одной и той же температуре
плотность и удельный вес численно равны
друг другу.
В
соответствии с ГОСТом в нашей стране
принято определять плотность и удельный
вес при температурах 15 и 200
С.
Зависимость
плотности нефтепродуктов от температуры
имеет линейный характер. Зная плотность
нефти при температуре t
градусов, можно найти ее плотность при
200
С:
204
= t4
+ t
(
t
— 20)
где
t
– температурная
поправка к плотности на 1
град, находится
по таблицам или может быть вычислены
по формуле:
t
= (18,310 – 13,233204)10-4
В ряде случаев
эту формулу приводят в несколько
измененном виде и называют формулой
Д.И.Менделеева:
t4
= 204
— t
(
t
— 20)
Таким образом,
плотность нефтей и нефтепродуктов
уменьшается с ростом температуры.
Все нефтепродукты
представляют собой смеси углеводородов.
Среднюю плотность нефтепродукта
определяют по правилу смешения и
аддитивности:
1V1
+ 2V2
+ … +
3V3
m1
+ m2
+ … + m3
ср.
= ————————————
или ср.
= ————————————
V1
+ V2
+ … + V3
m1/1
+ m2/2
+ … + m3/3
Определение
плотности проводят с помощью ареометров
или нефтеденсиметров,
а также гидростатических весов
Мора-Вестфаля или пикнометрическим
методом. Последний метод определения
считается наиболее точным.
Соседние файлы в папке СЕМИНАРЫ
- #
- #
- #
- #
- #
- #
- #
Что такое плотность нефтепродуктов
Нефть и нефтепродукты (Н и НП) — это жидкости, которые можно измерить единицах объема — литрах и кубических метрах. Но у Н и НП есть свойство расширяться и сжиматься под воздействием температуры, что снижает точность расчетов, основанных на единицах объема. Поэтому для данной категории веществ чаще применяют другие показатели.
Абсолютная плотность нефтепродуктов и их смесей — это отношение массы к объему.
Она определяет, сколько единиц массы помещается в данном объеме. Как и с другими физическими телами, веществами, массой выступают граммы, килограммы, тонны, а объемом — кубические миллиметры, сантиметры и метры. Наиболее точное и удобное для повседневных операций выражение абсолютной плотности нефти и нефтепродуктов — в килограммах на метр кубический, кг/м3.
Относительная плотность — отношение ρ вещества (Н и НП при температуре +20 °С) к ρ дистиллированной воды при температуре +4 градуса Цельсия. Это отношение принято обозначать как ρ4/20.
Как измерить плотность нефти и нефтепродуктов
Самый простой способ определить плотность любой жидкости или смеси — погрузить в нее запаянную стеклянную колбу с грузом на дне и шкалой, градуированной в г/см3 или кг/м3. Чтобы показатели были точными, элементы — колба, груз, шкала — должны быть откалиброваны в соответствии с Государственным стандартом.
Измерительные приборы для жидкостей регламентирует ГОСТ 3900-85 «Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности»
С помощью ареометра
Ареометр — прибор, который измеряет плотность и температуру жидкости.
Чтобы определить ρ для нефтепродуктов с помощью ареометра, нужно выполнить действия в следующем порядке:
- Налить испытуемую жидкость в устойчивую колбу, высота которой будет на 20% больше полной длины прибора.
- Поместить ареометр в колбу грузом вниз.
- Дождаться, пока прибор перестанет колебаться, и зафиксировать результат по шкале и температуру.
- Найти в таблице Приложения 1 указанного ГОСТа температуру — по вертикальной шкале, показания ареометра — по горизонтальной. На их пересечении будет плотность данного вещества в г/см3 при 20 °С.
Ареометры существуют буквально для каждого жидкого вещества — от морской воды до молока, включая соль, сахар, спирт и кислоты.
С помощью денсиметра
Денсиметр — прибор, который измеряет плотность нефтепродуктов. Имеет аналогичное строение, но без термометра. Порядок действий по определению плотности такой же, как у ареометра, но температуру нужно измерять отдельно.
Оба прибора есть в электронном исполнении — стационарном, переносном и «карманном». Они стоят кратно дороже по сравнению со стеклянными, при этом намного удобнее, скорость получения результата и точность в разы выше.
С помощью пикнометра
Пикнометр — сосуд из стекла, устойчивого к температуре. Обычно имеет шкалу объема.
Порядок действий:
- Поместить заданный объем жидкости или смеси в сосуд.
- Довести температуру до 20 °С.
- Взвесить сосуд на точных весах (до 0,0002 г) и вычесть массу пустого сосуда.
- Массу вещества разделить на объем вещества.
Полученный результат будет относительной ρ4/20.
В роли пикнометра может выступить любой сосуд, необязательно лабораторный. Главное, чтобы он выдержал нагрев до заданной температуры. Важными факторами в данном методе будут точность определения объема и погрешность весов.
Измерение плотности высоковязких нефтепродуктов
В НП добавляют аналогичный объем керосина, ρ которого известна. Затем измеряют приборами ρ смеси, которая получилась. Искомый показатель получают по формуле:
ρн = 2 × ρсмеси − ρк, где
- ρн — искомый показатель НП;
- ρсмеси — плотность смеси;
- ρк — плотность керосина.
Высоковязкие НП также измеряют с помощью электронных средств.
Расчет плотности нефтепродуктов
Расчетный метод широко применяется для приемки и отпуска Н и НП там, где нет возможности обеспечить постоянную температуру 20 °С, — например, зимой или в жарких регионах. Также расчеты применяют для точной дозировки вещества в технологических цепочках.
Пикнометрический метод
Расчет на основе данных, полученных с помощью пикнометра.
Порядок действий:
- Подготовить пикнометр: промыть водой, спиртом, просушить и взвесить на лабораторных весах.
- Определить метку объема, подготовить дистиллированную воду и вещество. Заполнить сосуд дистиллированной водой до метки, взвесить.
- Вычислить объем дистиллированной воды по формуле:
V = (m1 − m2) / 0,99823, где
- m1 — масса пустого сосуда;
- m2 — масса сосуда с дистиллированной водой;
- 0,99823 — табличное значение массы эталонной жидкости — 1 мл дистиллированной воды при t = 20 °С.
- Опустошить пикнометр и добавить в него точный объем вещества до метки.
- Установить сосуд в нагревательную камеру на 20–30 минут.
- Взвесить подогретый сосуд с веществом.
- Рассчитать через формулу:
ρ4/20 = (m1 − m2) / V, где
- m1 — масса сосуда с веществом;
- m2 — масса пустого сосуда;
- V — объем сосуда.
Параметры, исходящие из показателя ρ4/20, дают представление и о других свойствах и качествах нефтепродуктов — происхождении, вязкости, температуре кипения.
Расчет через среднюю температурную поправку
Метод применяют, когда нет возможности корректировать температуру вещества.
Показатель определяют по формуле Менделеева:
ρ4/20 = ρ4t +α (t − 20), где
- ρ4t — плотность образца при реальной температуре;
- t — реальная температура во время опыта;
- α — поправка температуры по Таблице 1 Методических указаний Минобрнауки РФ.
Чем выше температура, тем ниже ρ Н и НП.
Метод определения плотности по капле
Когда в распоряжении для опытов есть критически малое количество испытуемого вещества, в лабораторных условиях достаточно всего одной его капли или кусочка.
Порядок действий:
- Заполнить стеклянный цилиндр или колбу слабым раствором спирта (для ρ < 1) или соли (для ρ > 1).
- Поместить каплю вещества в колбу.
- Добавлять в сосуд воду или соль до тех пор, пока капля не взвесится в растворе.
- Измерить плотность раствора в колбе ареометром или денсиметром.
В этом методе ρ окружающего раствора доводится до ρ капли.
Есть более сложные способы, как определить характеристики нефти и нефтепродуктов. Например, с помощью осциллирующей (колеблющейся) U-образной трубки. Для этого потребуются лабораторные условия, сама трубка, электронный измеритель частоты колебаний и глубокие знания физики и химии. Метод широко применяется в современных электронных измерительных приборах.