Ареометрический метод
Международный стандарт ИСО 3675, ГОСТ 3900 (Россия), устанавливают метод лабораторного определения плотности сырой нефти, жидких нефтепродуктов и смесей нефтяных продуктов при помощи стеклянных ареометров при температурах +20оС и +15оС. Данный метод можно использовать для определения плотности подвижных прозрачных жидкостей, а также непрозрачных жидкостей путем считывания шкалы ареометра при совпадении верхнего мениска со стержнем ареометра и введением соответствующей поправки.
Для проведения анализа пробу испытуемого нефтепродукта (нефти) наливают в установленный на ровную поверхность цилиндр, помещают в термостат, имеющий ту же температуру, что и проба. Пузырьки воздуха, которые образуются на поверхности, снимают фильтровальной бумагой. Измеряют температуру окружающей среды.
а) б)
Рис. 1. Ареометр (а), снятие показаний (б)
Чистый и сухой ареометр медленно и осторожно опускают в цилиндр с испытуемым нефтепродуктом. Ареометр поддерживают за верхний конец, не допуская смачивания части стержня, расположенной выше уровня погружения ареометра. Когда ареометр перестанет подниматься вверх и опускаться вниз, остановится, отсчитывают показания по верхнему краю мениска, при этом глаз находится на уровне мениска (рис. 1б).
Пикнометрический метод
Пикнометрический метод определения плотности или относительной плотности (международный стандарт ИСО 3838, в России ГОСТ 3900-85) основан на сравнении массы определенного объема нефти или нефтепродукта с массой такого же объема воды при одинаковой температуре.
Приборы, реактивы, материалы. Пикнометры типов ПЖ-1, ПТ, ПЖ-2, ПЖ-3 по ГОСТ 22524 -77 (стеклянные сосуды объемом 1, 5, 10 см3 с притертыми пробочками) (рис.2),
Рис. 2. Пикнометры: а) с капилляром, б) Бирона, в) с меткой
Порядок расчета: 1) определяют «водное число» mв пикнометра по формуле: mв= mвода – m0 mв= mвода – m0
где: mвода – масса пикнометра с дистиллированной водой, г; m0 m0 – масса пикнометра без воды, г; 2) рассчитывают «видимую» плотность ρ 2020 исследуемого образца по формуле: ρ 2020 = mн / mв где: mн – масса нефти (нефтепродукта), г; mв –mв – водное число пикнометра, г; 3) в значение полученной «видимой» плотности вносят поправку на потерю массы в воздухе, так как взвешивание проводят на воздухе. Кроме того, делают перерасчет на ρ204, т.к. плотность исследуемого образца выражают по отношению к воде при Т=+4оС, а калибровку проводят при Т=+20оС. ДеДействительную плотность ρ204 нефтей (нефтепродуктов) с учетом плотности воды и воздуха при Т=+20оС, г/см3 рассчитывают по формуле: ρ204=(0,99823-0,0012) .ρ2020 + 0,0012=0,99703 .ρ2020 + 0,0012 где: 0,99823 – плотность воды при Т=+20оС, г/см3; 0,000,0012 – плотность воздуха при Т=+20оС и 760 мм рт.ст., г/см3; ρ2– ρ2020 – «видимая плотность», определенная при Т=+20оС.
Плотность большинства нефтей меньше единицы и колеблется в диапазоне от 0.80 до 0.90. Высоковязкие смолистые нефти имеют плотность близкую к единице. На величину плотности нефти оказывает существенное влияние наличие в ней растворенных газов, количество смолистых веществ и фракционный состав. Плотность фракций нефтей плавно увеличивается по фракциям.
Для углеводородов средних фракций нефти с одинаковым числом углеродных атомов плотность возрастает в следующем ряду: