Плотность нефти и способы ее измерения

Состав и свойства пластовых флюидов.

Нефть, ее химический состав.

Нефть и газ относятся к горючим полезным ископаемым. Они представляют собой сложную природную смесь углеводородов различного строения с примесями неуглеводородных соединений. В зависимости от состава, давления и температуры углеводороды могут находиться в твердом, жидком или газообразном состояниях. При определенных условиях часть углеводородов может находиться в жидком состоянии и одновременно другая часть - в газообразном. Смеси углеводородов, которые как в пластовых, так и в поверхностных условиях находятся в жидком состоянии, называют нефтью. Состав нефти чрезвычайно сложен и разнообразен. Он может заметно изменяться даже в пределах одной залежи. Вместе с тем все физико-химические свойства нефти и в первую очередь ее товарные качества определяются составом. В России эксплуатируется более 1300 нефтяных месторождений, а в мире более 25 тыс. месторождений. Состав нефти каждого месторождения уникален, различны и свойства нефти. Кроме того свойства нефти изменяются в процессе добычи, при движении по пласту, в скважине, системах сбора и транспорта, при контакте с другими жидкостями и газами. Поэтому подробное изучение состава нефти, ее свойств важно для подсчета запасов нефти в залежи, при проектировании и контроле за разработкой месторождения, выборе метода повышения нефтеотдачи пласта, обосновании технологии первичной внутрипромысловой подготовки нефти и дальнейшей ее переработки. Состав нефти классифицируют на элементарный, фракционный и групповой. Под элементарным составом нефти подразумевают массовое содержание в ней тех или иных химических элементов, выражаемое обычно в долях единицы или процентах. Основными элементами, входящими в состав нефти, являются углерод и водород. В большинстве нефти содержание углерода колеблется от 83 до 87%, количество же водорода редко превышает 12 -14%. Содержание этих элементов в нефти необходимо знать как для нефтепереработки, так и при проектировании методов повышения нефтеотдачи пластов. Значительно меньше в нефти других элементов: серы, кислорода, азота. Их содержание редко превышает 3-4%. Однако компоненты нефти, включающие эти элементы, во многом влияют на ее физико-химические свойства. В очень малых количествах в нефти присутствуют и другие элементы, главным образом металлы: ванадий, хром, никель, железо, кобальт, магний, титан, натрий, кальций, германий, а также фосфор и кремний, некоторые, из которых являются ценным сырьем. Изучение содержания в нефти этих микроэлементов дает важную информацию, позволяющую судить о ее генезисе.

Нефть и нефтяной газ - это смесь углеводородов (соединений углерода с водородом). Известно множество соединений углерода с водородом, различающихся характером сцепления атомов углерода и водорода и их числом в молекуле. В зависимости от этого одни углеводороды при нормальных условиях (760 мм. рт. ст. и t=0 ° С) находятся в газообразном состоянии (природный и нефтяной газы), другие в жидком (нефть) и имеются углеводороды, которые находятся в твердом состоянии (парафины, содержащиеся почти во всех нефтях). В среднем в нефти содержится 82-87% углерода (С), 11-14% водорода (Н) и 0.4-1.0% примесей - соединений, содержащих кислород, азот, серу, асфальтовые и смолистые вещества.

При подогреве нефти в зависимости от температуры из нее вначале испаряются самые легкие - бензиновые фракции, затем более тяжелые - керосиновые, соляровые и т.д. Считают, что фракции нефти, кипящие в интервалах 40-200⁰С - бензиновые, 150-300⁰С - керосиновые, 300-400⁰С - соляровые, при 400⁰С и выше - масляные

Компоненты нефти, влияющие на процесс нефтедобычи.

Интерес представляют органические соединения на присутствие которых указывает содержание в нефти кислорода, азота, серы и других элементов. Количество этих соединений (нафтеновые кислоты, асфальтены, смолы и т. д.) в составе природной нефти незначительно. Но кислород и серосодержащие вещества существенно влияют на свойства поверхностей раздела в пласте, на распределение жидкостей и газов в поровом пространстве и, следовательно, на закономерности движения флюидов. С этими веществами также тесно связаны процессы, имеющие важное промысловое значение -образование и разрушение нефтеводяных эмульсий, выделение из нефти и отложение парафина в трубах и в пласте. Содержание серы в нефти может достигать 6 %. Она присутствует и в свободном состоянии, и в виде сероводорода, но чаще входит в состав сернистых соединений и смолистых веществ. Сернистые соединения нефти (меркаптаны, сульфиды, сероводород) вызывают сильную коррозию металлов, снижают товарные качества нефти. К кислородсодержащим компонентам нефти относят нафтеновые и жирные кислоты, фенолы, кетоны и некоторые другие соединения. Содержание нафтеновых и жирных кислот изменяется от сотых долей процента до 2 %. С наличием в нефти нафтеновых и жирных кислот связано использование щелочей для повышения нефтеотдачи пластов. Взаимодействие щелочей и нефтяных кислот приводит к образованию хорошо растворимых в воде поверхностно-активных веществ, снижающих поверхностное натяжение на границе «нефть — вода». Компоненты нефти, представляющие смесь высокомолекулярных соединений, в состав молекул которых входят азот, сера, кислород и металлы, называют асфальтосмолистыми веществами. Их важная особенность — способность адсорбироваться на поверхности поровых каналов и оказывать сильное влияние на движение жидкостей и газов в пласте. Эффективность методов повышения нефтеотдачи в основном обусловлена содержанием в нефти асфальтосмолистых веществ.

Нефтяной парафин - это смесь двух групп твердых углеводородов, резко отличающихся друг от друга по свойствам, - парафинов и церезинов.

Парафины - углеводороды состава С17-С35, имеющие температуру плавления 27-71 °С. Церезины имеют более высокую молекулярную массу (состав их СзбС55), а температура плавления -65-88 °С. Парафин в скважинах и промысловых коллекторах отлагается при содержании его в нефти 1,5-2 %.

Причины выпадения парафина из нефти в скважинах:

- понижение температуры при подъеме нефти на поверхность,

выделение из нефти газовой фазы и уменьшение растворяющей способности нефти.

Отложения парафина снижают пропускную способность трубопроводов и требуют значительных усилий по их предупреждению и удалению.

2.3. Классификация нефти в зависимости от содержания серы, парафина, смол и других компонентов.

Газожидкостная смесь УВ состоит преимущественно из соединений парафинового, нафтенового и ароматического рядов. Вместе с тем для практики добычи и переработки нефти представляют большой интерес входящие в ее состав высокомолекулярные органические соединения, содержащие кислород, серу, азот. К числу этих соединений относятся нафтеновые кислоты, смолы, асфальтены, парафин и др. Хотя их содержание в нефтях невелико, они существенно влияют на свойства поверхности раздела в пласте (в частности, поверхности пустотного пространства), на распределение жидкостей и газов в пустотном пространстве и, следовательно, на закономерности движения УВ при разработке залежей.

В зависимости от содержания легких, тяжелых и твердых УВ. а также различных примесей нефти делятся на классы и подклассы. При этом учитывается содержание серы, смол и парафина.

В России применяется технологическая классификация, в основу которой положены признаки, определяющие технологию переработки нефти. Главные элементы этой классификации - классы, типы и виды нефти. На классы нефть подразделяется по содержанию в них серы: Массовое содержание серы

Класс I малосернистая не более 0,5%

II сернистая 1 - 2%

III высокосернистая более 2

По выходу светлых фракций, перегоняющихся до 350°С, нефть делят на три типа:

Массовый выход светлых фракций, %

первый - более 45

второй - 30-45

третий – менее 30

По содержанию парафина нефть разделяют на три вида: Массовое содержание парафина, % Малопарафиновые - не более 1,5

Парафиновые - 1,5-6
высокопарафиновые Более 6

В нефтепромысловой практике при классификации нефти учитывается содержание смол: Массовое содержание смол, %

Нефтьмалосмолистая - менее 18

Смолистая - 18-35

высокосмолистая – более 35

Например, нефть горизонта AB1 Самотлорского месторождения содержит :1,9 % парафина, 1,1 % серы, 11,6 % смол и 52 % светлых фракций. В соответствии с принятой классификацией она должна быть отнесена к сернистой (И класс), первого типа, парафиновой, малосмолистой нефти.

Компоненты нефти, включающие различные соединения, во многом влияют на ее физикохимические свойства.

Асфальтосмолистые вещества нефти — высокомолекулярные соединения, включающие кислород, серу и азот и состоящие из большого числа нейтральных соединений неизвестного строения и непостоянного состава, среди которых преобладают нейтральные смолы и асфальтены. Содержание асфальтосмолистых веществ в нефтях колеблется в пределах 1—40%. Наибольшее количество смол отмечается в тяжелых темных нефтях, богатых ароматическими УВ.

По содержанию смолистых веществ нефти подразделяют на три группы:

малосмолистые - содержание смол не более 18%

смолистые - содержание смол от 18 до 35%

высокосмолистые - содержание смол более 35%

Нефтяной парафин—это смесь твердых УВ двух групп, резко отличающихся друг от друга по свойствам,—парафинов C₁₇H₃₆—С₃₅Н₇₂ и церезинов С₃₆Н₇₄—C₅₅H₁₁₂. Температура плавления первых 27—71°С, вторых—65—88°С. При одной и той же температуре плавления церезины имеют более высокую плотность и вязкость. Содержание парафина в нефти иногда достигает 13—14 % и больше.

По содержанию парафина нефти делятся также на три группы:

беспарафинистые - содержание парафина до 1%

слабопарафинистые - содержание парафина от 1 до 2%

парафинистые - содержание парафина более 2%

В отдельных случаях содержание парафина достигает 25%. При температуре его кристаллизации близкой к пластовой реальна возможность выпадения парафина в пласте в твердой фазе при разработке залежи. .

Содержание в нефти большого количества смолистых и парафинистых соединений делает ее вязкой и малоподвижной, что вызывает необходимость проведения особых мероприятий для извлечения ее на поверхность и последующей транспортировки.

По содержанию серы нефти подразделяются на:

малосернистые - содержание серы до 0.5%

сернистые - содержание серы от 0.5 до 2.0%

высокосернистые - содержание серы более 2.0%

2.4. Фракционный состав нефти.

Разделение сложных смесей, к которым относится и нефть, на более простые называют фракционированием. Наиболее распространенный метод фракционирования - перегонка (дистилляция), заключающаяся в разделении компонентов по их температуре кипения. Отдельные фракции нефти, выкипающие в определенных температурных интервалах, отбирают, замеряют их массу или объем и таким образом составляют представление о фракционном составе нефти. По нему можно судить о товарных продуктах, которые можно получить из нефти. Фракцию нефти, имеющую интервал кипения

Фракционный состав нефти определяется согласно российскому стандарту перегонки или ректификации, который соответствует разгонке Эглера. В основе разделение сложного состава углеводных газов на промежуточные элементы. На основе кипения высоких температур классифицируется 3 вида переработки нефти.

· Простая перегонка — во время испарения пар конденсирует.

· Дефлегмация — только высококипящие пары выделяют конденсат и возвращаются обратно в общую смесь в виде флегмы. Низкокипящие пары полностью испаряются.

· Ректификация — процесс соединения двух предыдущих видов обработки, когда достигается максимальная концентрация и конденсирование низкокипящих паров.

В процессе определения фракционного состава нефти и нефтепродуктов, а также их свойств, происходит разделение на следующие виды фракций:

· легкие (к этому типу относят бензиновую и петролейную) – выходят при температуре до 140°С при атмосферном давлении;

· средние (сюда относятся: керосиновая, дизельная, лигроиновая) при атмосферном давлении в интервале температур 140-350°С;

· при вакуумной переработке и температурах более 350°С получаются фракции, которые называют тяжелые (Вакуумный газойль, гудрон).

Фракции также делят на светлые (сюда относят легкие и средние) и темные или мазуты (это тяжелые фракции).

Фракции нефти таблица

А теперь подробнее об основных видах нефтяных фракций:

Петролейная фракция

Эфир или масло Шервуда — это бесцветная жидкость, которая состоит из пентана и гексана. Сразу испаряется при невысоких температурах. Является растворителем для создания экстрактов, топливо для зажигалок, горелок. Получается при температурах до + 100°С.

Бензиновая фракция

Бензиновая фракция нефти построена на сложной схеме углеродных соединений, которые выкипают при температуре + 140°С. Основное применение — используется для получения топлива к двигателям внутреннего сгорания и в качестве сырья в нефтехимии. В основе бензиновой фракции парафиновые вещества: метилциклопентан, циклогексан, метилциклогексан. Бензин содержит жидкие алканы в составе- природные, попутные, газообразные. Они подразделяются также на разветвленные и неразветвленные. Состав зависит от качественного соотношения компонентов сырья. Это говорит о том, что хороший бензин получается далеко не их всех сортов нефти. Ценность вида в том, что в процессе распада на соединения, образуются ароматические углеводороды, доля которых в сырьевой массе катастрофически мала.

Лигроиновая фракция

Подвид включает в себя тяжелые элементы. Насыщенность ароматическими углеводородами больше, чем у других соединений. Является компонентом для производства товарных бензинов, осветительных керосинов, реактивного топлива, органическим растворителем. Выступает как наполнитель бытовой техники. Химический состав: полициклические, циклические и ненасыщенные углеводороды. Отличается наличие серы, процент от общей массы которой зависит от месторождения, уровня залегания и качества сырьевого продукта.

Керосиновая фракция

Керосиновая фракция нефти — в первую очередь это топливо для реактивных двигателей. Используется в производстве лакокрасочной продукции и добавляется как растворитель в краску для стен и полов. Выступает сырьем в процессах синтеза веществ. Соединения углеводов с повышенным содержанием парафина. Наблюдается низкое содержание ароматических углеводов. Керосиновая фракция выделяется при атмосферной перегонке в пределах + 220°С.

Дизельная фракция

Подвид находит применение в изготовлении дизельного топлива для быстроходных видов транспорта, а также используется как вторичное сырье. В процессе обработки выделяется керосин, используемый для в лакокрасочной промышленности и приборостроении, изготовлении химии для автотранспорта. Преобладание смесей углеводородов нафтена. Для получения топлива, которые не застывает при -60°С, состав проходит карбамидную депарафинизацию. Это перемешивание всех компонентов в течение 1 часа и последующая фильтрация через воронку Бюхнера.

Мазут

Качественный состав смеси: масла смол, органические соединения с микроэлементами. Углеводородные компоненты: асфальтен, карбен, карбоид. При вакуумной перегонке из мазута производится гудрон, парафин, технические масла. Основное применение — жидкое топливо для котельных за характеристики вязкости. Топочный мазут подразделяется на 3 основных вида: флотский, средне-котельный и тяжелый. Последний применяется на ТЭЦ, средний вид — в котельных предприятий. Флотский — неотъемлемая часть работы судоходного транспорта.

Гудрон

Качество компонентов в процентном соотношении определяется так:

· Парафин, нафтен — 95%.

· Асфальтен — 3%.

· Смолы — 2%.

Вакуумный гудрон получается в результате завершения всех процессов разделения и перегонки. Температура выкипания + 500°С. На выходе получается вязкая консистенция черного цвета. Жидкостный состав используется в дорожном строительстве. Из него производят битумы для кровельных материалов. Гудрон необходим для создания кокса — продукта стратегического назначения. Компонент используется в изготовлении котельного топлива. В нем сконцентрирован самый большой процент тяжелых металлов, содержащихся в нефти.

Сырьевые показатели нефтепродуктов зависят от глубины залегания и вида месторождения. Это учитывается при формировании фракций нефти и достижения процентного соотношения компонентов.

Плотность нефти и способы ее измерения

Пло́тность не́фти (объёмная ма́сса) изменяется в пределах 730—1040 кг/м³. На практике для её измерения чаще используют единицы измерения грамм на кубический сантиметр (г/см³) и соответственно плотность нефти колеблется в пределах 0,730—1,040 г/см³.

Содержание в нефтях сернистых соединений ухудшает их качество, вызывает осложнения в добыче нефти.

О качестве нефти в промысловой практике ориентировочно судят по ее плотности.

Плотность характеризуется массой, приходящейся на единицу объема. Плотность нефти при нормальных условиях колеблется от 700 (газовый конденсат) до 980 и даже 1000 кг/м³. Легкие нефти с плотностью до 880 кг/м³ наиболее ценные, т.к. обычно в них содержится больше бензиновых и масляных фракций.

Плотность нефти в лабораторных условиях определяют с помощью ареометров (нефтеденсиметров) и пикнометров. Ареометр представляет собой стеклянный поплавок, имеющий в нижней части расширение, заполненное дробью, а в верхней -- шкалу, позволяющую судить о плотности жидкости по величине погружения и нее ареометра. В нижнюю часть ареометра, обычно встроен термометр для контроля температуры жидкости. Измеренную при данной температуре плотность нефти приводят К стандартным условиям, по формуле:

р₂₀ = рt + а(t - 20)

где р₂₀-- плотность нефти при 20 °С; р_t -- измеренная плотность нефти при температуре t; а -- коэффициент объемного расширения, составляющий для нефти 0,0005 -- 0,0009 кг/(м³К).

С высокой точностью плотность нефти определяют с помощью пикнометров -- калиброванных сосудов вместимостью 5 -- 100 см³. Пикнометр заполняют нефтью таким образом, чтобы нижний мениск жидкости совпадал с отметкой, нанесенной на суженной части пикнометра. По разности масс сухого и заполненного пикнометра определяют массу нефти в нем. Зная объем пикнометра, вычисляют плотность нефти.

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),

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.

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.

Дата добавления: 2021-12-10; просмотров: 83; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

Мы поможем в написании ваших работ!