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:

ρ^t₄ = ρ²⁰₄ – γ (t-20),

где ρ^t₄ – 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:

ρ^t₄ = ρ²⁰₄ – γ (t-20),

где ρ^t₄ – 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.