3.2. Плотность

В практике нефтепереработки обычно имеют дело с относительной плотностью. Это безразмерная величина, численно равная отношению массы нефтепродукта при температуре определения к массе дистиллированной воды при 4 или 15 ^оС, взятой в том же объеме. В России в качестве стандартной принята температура определения плотности 20 ^оС. Так как зависимость плотности от температуры в первом приближении имеет линейный характер, то можно записать:

=+ (t – 20), (3.1)

где и– плотности при 20^оС и при температуре t^о соответственно;

–средняя температурная поправка к плотности на 1 ^оС.

Формула (3.1) дает хорошие результаты при температурах от 0 до 50 ^оС для нефтей и нефтепродуктов с небольшим содержанием твердых парафинов и ароматических углеводородов. В практике поправку находят по таблицам, где она приведена в зависимости от плотности нефтепродукта, или рассчитывают по формуле:

= 0,001828 – 0,00132₄²⁰ . (3.2)

В России стандартизованы пикнометрический и ареометрический методы определения плотности (ГОСТ 3900–85). Существует также метод определения плотности с помощью весов Вестфаля.

В англо-американских странах относительную плотность определяют при одинаковой температуре анализируемого вещества и воды, равной 15,6 ^оС. Относительную плотность при 20 ^оС в этом случае рассчитывают по формуле:

= – 5. (3.3)

Плотность большинства нефтей колеблется в пределах 820 – 900 кг/м³. Однако существуют и более тяжелые нефти с плотностью 936 – 959 кг/м³ (Ярегская), 911 кг/м³ (Вынгинская), 965 кг/м³ (Кара-Арнинская) и более легкие нефти с плотностью 720 кг/м³ (Марковская) и 783 кг/м³ (Кулсаринская). Из зарубежных нефтяных месторождений, имеющих значительные отклонения по плотности от средних значений, следует отметить нефти следующих месторождений:

тяжелые

Какаливо (Мексика) - = 972кг/м³; Харуко (Куба) -= 977кг/м³; Боскан (Венесуэла) - = 991кг/м³; Джела (Италия) - = 1019кг/м³; Атабаска (Канада) - = 1027кг/м³.

легкие

Хидли (США) - = 775кг/м³; Гуарируй (Боливия) - = 750кг/м³.

Кроме прямых методов определения плотности нефти и нефте­продуктов, существуют также и опосредствованные, в которых рассчитывают по формулам:

= 2,37п_D²⁰ – 2,112 (для нефти); (3.4)

= 1,9851п_D²⁰ – 2,0666 (для фракций нефти), (3.5)

где п_D²⁰ – показатель преломления нефтепродукта при 20 ^оС.

Последняя формула пригодна для парафино-нафтеновых фракций со значениями п_D²⁰ 1,5 и 880 кг/м³.

Для ароматизованных фракций справедлива формула:

= 1,1885п_D²⁰ - 0,8775. (3.6)

Для узких нефтяных фракций предложена формула:

= 2,841п_D²⁰ – 3,468. (3.7)

Приведенные формулы дают менее точные результаты, чем стандартизованные. Поэтому они применяются для ориентировочной оценки качества нефти и нефтепродуктов.

Наиболее точным является пикнометрический метод определения плотности, а наиболее быстрым – ареометрический.

Плотность в сочетании с другими показателями применяют для определения углеводородного и структурно-группового состава различных фракций.