1.1. ПЛОТНОСТЬ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

Плотность нефтепродуктов

 

Плотность – один из основных показателей качества нефтей и нефтепродуктов. Этот показатель имеет важное значение в случае прямого определения объема нефтепродуктов для того, чтобы перейти к их массе. Кроме того, знание плотности позволяет дать приблизительную характеристику нефтепродукта, судить о его химической природе, происхождении, качестве. Знание плотности необходимо также при выполнении технологических расчетов.

Различают абсолютную и относительную плотность. Под абсолютной плотностью понимается масса вещества в единице объема:

(1.1)

где   p – плотность вещества, г/см3, кг/м3;

        G – масса вещества, г, кг;

        V – объем вещества, см3, м3.

В нефтепереработке чаще используют относительную плотность. Под относительной плотностью понимают отношение плотности нефтепродукта при температуре t2 к плотности дистиллированной воды при температуре t1 и обозначают как  . Таким образом, относительная плотность – величина безразмерная. В нашей стране принята t2 = 20°С и t1 = 4°C. Обозначают относительную плотность как . Так как плотность воды при 4°С равна единице, численные значения абсолютной плотности и относительной совпадают. В других  странах относительную плотность обозначают как, т.е. t2 = t1 = 600F = 15,60C.

Плотность нефти и нефтепродуктов уменьшается с повышением температуры нагрева. Изменение плотности в зависимости от температуры может быть рассчитано по формуле

   (1.2) 

где–  плотность нефтепродукта при температуре t;

– относительная плотность нефтепродукта при температуре 20°С;

a поправка на изменение плотности при изменении температуры на один градус (табл. 1.1);

t – температура, при которой определяется плотность нефтепродукта, °С.

Формула была предложена Д.И. Менделеевым. Однако следует иметь в виду, что результат пересчета плотности по этой формуле будет правильным при условии определения плотности испытуемого нефтепродукта при температурах не ниже 0°С и не выше 50°С.

Плотность нефтепродуктов в пределах температур 20 – 2500С можно определить по формуле

(1.3)

где ρt – плотность нефтепродукта при температуре t, г/см3;

t – температура, при которой определяют плотность, 0С;

 – относительная плотность нефтепродукта при температуре  200С.

Если необходимо пересчитать  на  и наоборот, можно воспользоваться  формулой

                                        (1.4)

где aпоправочный коэффициент (см. табл. 1.1).

Вместо последних двух формул можно использовать соответствующие графики [1, с. 36; 2, с. 104].

При расчетах часто необходимо знание плотностей смесей нефтяных фракций или углеводородов. В этих случаях можно использовать следующие формулы:

Таблица 1.1

Плотность нефтепродуктов и нефти

 

Средние температурные поправки при определении плотности нефтепродуктов

где  pсм  плотность смеси;

pI  – плотность компонента смеси;

– массовая концентрация компонента смеси;

– масса компонента смеси, кг;

– объем компонента смеси, м3.

Плотность необходима для расчета массы нефтей и нефтепродуктов при их приеме, отпуске и учете, поскольку учет количества нефтей и нефтепродуктов в объемных величинах неудобен, так как объем жидких нефтепродуктов зависит от температуры, которая изменяется в довольно широких пределах. Величина плотности является составной частью многих формул, используемых при технологических и механических расчетах. Кроме того, плотность является нормируемым показателем для многих товарных нефтепродуктов. Плотности нефтей и нефтепродуктов находятся в следующих пределах (кг/м3):

– нефти – 0,720-1,070, чаще 800-900;

– жидкие газы – 400-600;

– бензиновые фракции – 650-760;

– керосиновые фракции – 775-850;

– дизельные фракции – 810-890;

– вакуумные газойли – 820-930;

– масляные дистилляты – 880-940;

– гудроны – 970-985 (иногда 1020-1040).

Плотность газов при стандартных условиях (давление – 0,1 МПа, температура – 0°С) находят по формуле

где   Y плотность газа, кг/м3 или г/см3;

М  – молярная масса газа, кг/кмоль или г/моль;

22,4– объем одного кмоль газа, м3.

Плотность газа при условиях, отличных от стандартных, температуре Т (К) и давлении Р (МПа) можно определить по формуле

Обычно относительную плотность газов определяют как отношение плотности газа к плотности воздуха (rв = 1,293 кг/м3).

Все углеводородные газы, кроме метана, имеют плотность выше единицы.

       Плотность нефтяных паров находят из соотношения

где  – расход паров, кг/с;

объем паров– объем паров, м3/с.

Секундный объем паров при температуре t и давлении Р можно определить по формуле

Секундный объем паров

где  массовый расход паров, кг/ч;

– молярная масса паров;

t – температура паров, °С;

– давление в системе, МПа;

 z – коэффициент сжимаемости; зависит от приведенных параметров продукта (см. разд. 1.13).

Плотность нефтепродуктов может быть определена с помощью ареометра (нефтеденсиметра), пикнометра или гидростатических весов. Выбор метода определения плотности зависит от количества и вязкости нефтепродукта, требуемой точности определения и отводимого для анализа времени.

С помощью ареометра (рис. 1.1) можно определить плотность с точностью до 0,001 и 0,005 соответственно для маловязких и вязких нефтепродуктов.

ареометр

С помощью гидростатических весов определяют плотность с точностью до 0,0005 (5×10-4).

Применение пикнометра позволяет определить плотность с наибольшей точностью – до 0,00005 (5×10-5), но и времени для анализа необходимо затратить больше.

ГОСТ 3900 устанавливает методы определения плотности нефти и нефтепродуктов с помощью ареометра (нефтеденсиметра) и пикнометра.

Плотность нефтепродуктов и нефти
 

Ареометры выпускаются с ценой деления шкалы от 0,0005 до 0,005 г/см3, с термометрами и без термометров.

Для определения плотности нефтепродукта применяют стеклянные цилиндры. Диаметр цилиндра должен быть по крайней мере в 2 раза больше диаметра широкой части ареометра.

Стеклянный цилиндр необходимо установить на прочной подставке и осторожно налить в него анализируемый нефтепродукт, температура которого может отличаться от температуры окружающей среды не более чем на ±5°С. Поэтому пробу нефтепродукта необходимо выдержать при температуре окружающей среды. Для определения плотности необходимо иметь не менее 300 см3 испытуемого нефтепродукта.

Чистый и сухой ареометр медленно и осторожно опускают в цилиндр с нефтепродуктом, поддерживая ареометр за верхний конец, не допуская смачивания части стержня, расположенного выше уровня погружения ареометра.

После того как ареометр установится и прекратятся его колебания, отсчитывают показания по верхнему краю мениска. Температуру нефтепродукта определяют по термометру ареометра или измеряют ее дополнительным термометром.

Отсчет по шкале ареометра покажет плотность нефтепродукта при температуре испытания.

Проводят параллельно два определения плотности. Расхождение между параллельными определениями не должно превышать 0,0005 г/см3 для прозрачных нефтепродуктов и 0,0006 г/см3 – для темных нефтепродуктов и непрозрачных нефтепродуктов.

В стандартах на нефтепродукты плотность указывается при температуре 20°С.

Плотность вязких нефтепродуктов с кинематической вязкостью до 200 мм2/с следует определять при температурах более высоких с последующим пересчетом на стандартные условия. По округленному значению температуры и плотности, определенной по шкале ареометра, находят плотность испытуемого продукта при 20оС по ГОСТ 3900.

В случае более вязких нефтепродуктов – с кинематической вязкостью 200 мм2/с и выше –  предварительное их нагревание до температур свыше 40°С не дает должного эффекта, так как погрешность при вычислении плотности по формуле 1.2 часто превышает допустимую. Поэтому перед определением плотности очень вязких нефтепродуктов их предварительно разбавляют равным объемом керосина с известной плотностью.

Принимая условие, что плотность смеси вязкого нефтепродукта плотность1 и маловязкого разбавителя r2 подчиняется правилу аддитивности, плотность смеси r3 находят как среднее арифметическое плотностей плотность1 иплотность2:

плотность среднее

Однако точность определения плотности очень вязкого нефтепродукта существенно снижается при значительной разнице в плотностях испытуемого нефтепродукта и нефтепродукта-разбавителя.

       Метод определения плотности с помощью пикнометра основан на сравнении массы испытуемого нефтепродукта определенного объема с массой воды того же объема при одинаковой 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, но его применение требует большего количества времени по сравнению с другими методами.

Пикнометры бывают различного объема и формы. Чаще всего применяют пикнометры емкостью от 1 до 10 см3 (рис. 1.2).

пикнометры