Методы измерения плотности

Одним из наиболее важных и наиболее часто используемых показателей нефти и НП является плотность. Плотность – один из важнейших и широко употребляемых параметров характеристики нефтей и нефтепродуктов, а также индивидуальных углеводородов. Определение плотности нефтей и нефтепродуктов облегчает расчеты, связанные с вычислением их массового количества. Учет количества нефти и нефтепродуктов в объемных величинах вызывает неудобства, т.к. объем жидкости зависит от температуры. Зная объем и плотность при приеме, отпуске и учете нефти и нефтепродуктов, можно выражать их количество в массовых единицах.

Плотность (²⁰₄) вещества (смеси веществ) - это количество массы, содержащейся в единице объема. В системе СИ - г/см³, кг/м³. За единицу плотности принимается масса 1 м3 дистиллированной воды при 4^оС. Обычно определяют не абсолютную плотность вещества (смеси), а относительную плотность, выражающую отношение массы вещества (смеси) к массе чистой воды при 4^оС, взятой в том же объеме. Численные значения абсолютной и относительной плотности совпадают, но относительная плотность – величина безразмерная. В России плотности определяют при температуре +20^оС (ГОСТ 3900) и +15 ^оС (ГОСТ Р 51069 – обязательно с 01.01.2004 г.). При поставке на экспорт нефтей и нефтепродуктов плотность определяют по международным стандартам ASTM (АСТМ), которые осуществляются ареометрами и цифровым анализатором плотности.

В Англии и США плотность определяют при 15,56^оС (60^оF), там же кроме абсолютных единиц плотности применяют условные, к которым относятся градусы АПИ (^оAPI) и градусы Боме (^о Be). Плотность в градусах API и относительная плотность нефти при базовой температуре 60 °F (15.6 °C) связаны четким арифметическим уравнением и могут быть легко преобразованы друг в друга.

Плотности в градусах API из относительной плотности можно рассчитать по следующей формуле: ^оAPI (gravity) = 141,5/ Отн. пл. – 131,5 где: отн. пл. – безразмерная величина (г/см3) при 15,56^оС (60^оF)

Например: ^оAPI = 141,5:0,875 – 131,5 = 30,2

При этом плотность нефти в кг/м³, при той же температуре, получается путем умножения ее относительной плотности на 1000.

В старых справочниках плотность обозначают d²⁰_4. На практике плотность приходится определять при разных температурах, поэтому определяют при той Т^оС, при которой это возможно, и проводят пересчет по формуле:

 ²⁰_{4 =}  ^t ₄ + y*(t^o - 20)

 ^t _{4 (ро)} - плотность при данной температуре

y - температурный коэффициент плотности (коэффициент объемного

расширения, приводится в ГОСТ или специальной литературе)

Повышение Т^о приводит к снижению значений плотности и наоборот. Эта формула дает хорошие результаты в интервале Т = 0 – +50^оС.

Плотность как показатель имеет как самостоятельное значение (является нормируемым для нефтей и н /продуктов по ГОСТ и АSTМ), а также входит составной частью в разные комбинированные характеристики. Например, плотность используется при расчетах структурно-группового состава по методу n-  (d) - M, при анализе углеводородных фракций рефрактометрическими методами и т. д. В среднем относительные плотности нефтей находятся в пределах  =0,82-0,92 г/см³, но реже встречаются нефти  =0,96 г/см³.

Плотность нефти зависит от химической природы составляющих веществ, молекулярной массы компонентов, фракционного состава, присутствия растворенных газов, содержания смолистых веществ и т.д. По мере увеличения геологического возраста и глубины залегания плотность нефти, в основном, уменьшается.

Зависимость плотности нефтяных фракций хорошо прослеживается на примере индивидуальных углеводородов, например состоящих из 6 атомов углерода:

Плотность , г/см³

CH₃– (CH₂)₄–CH₃ гексан 0,660

CH₃–CH –CH₂ – CH₂ – CH₃ метилпентан 0,749

CH₃

CH₂ – CH₂

CH₂ CH₂ циклогексан 0,779

CH₂ –CH₂

CH

CH CH

бензол 0,879

CH CH

CH

В качестве стандартных в нашей стране приняты следующие методы определения плотности: 1. Пикнометрический метод; 2. Ареометрический метод

Пикнометрический метод считается самым трудоемким и длительным методом, но и самым точным (с точностью до 0,0001). Метод основан на сравнении массы определенного объема испытуемого нефтепродукта или нефти с массой такого же объема воды при одинаковой температуре. Пикнометры – стеклянные сосуды с притертой пробочкой объемом 1, 5, 10, 25 мл.

Ареометрический метод. Международный стандарт ИСО 3675 устанавливает метод лабораторного определения плотности сырой нефти, жидких нефтепродуктов и смесей нефтяных и ненефтяных продуктов при помощи стеклянного ареометра при температурах +20^оС и + 15 ^оС.

Ареометр – цилиндрический сосуд, на дне которого находится балласт. Он должен быть строго симметричен. При погружении в жидкость (стеклянный цилиндр) ареометр должен плавать строго вертикально. Большинство ареометров снабжают термометром. На ареометре имеется шкала делений, градуировка отнесена к плотности воды при +4^оС.

Чтобы увеличить точность определения выпускают набор ареометров, разбивая шкалу на несколько частей: (0,6 – 0,7) (0,7 – 0,8) (0,8 – 0,9) и т.д. Берут стеклянный цилиндр, наливают испытуемую жидкость, предотвращая вспенивание. Данный метод можно использовать для определения плотности подвижных прозрачных жидкостей при совпадении нижнего мениска со стержнем ареометра, а также непрозрачных жидкостей путем считывания шкалы ареометра при совпадении верхнего мениска со стержнем ареометра.

Осторожно погружают ареометр, и когда он установится, определяют значение плотности. Если температура отличается от +20^оС, то определяют плотность при данной температуре и производят перерасчет с учетом имеющейся температуры.

Рисунок 1 - Показание шкалы ареометра для прозрачных жидкостей: 1 – жидкость; 2 – точка съема показаний; 3 – горизонтальная поверхность жидкости; 4 – основание мениска

Рисунок 2 - Показание шкалы ареометра для непрозрачных жидкостей: 1 – жидкость; 2 – точка съема показаний; 3 – горизонтальная поверхность жидкости; 4 – основание мениска