Что такое плотность нефтепродуктов и как она измеряется

Определение плотности нефти и нефтепродуктов

Для нефти плотность выраается в двух величинах: абсолютной и относительной.

Относительная плотность — это отношение плотностей нефти или нефтепродукта к плотности воды при определенных температурах. Величина относительной плотности безразмерная. В России принято определять плотность нефти или нефтепродукта при t = 20 °С по отношению к плотности дистиллированной воды при t = 4 °С. Обозначается р 20 _4.

Плотность нефти и нефтепродуктов определяется несколькими способами:

Ппросгатический метод.

При этом способе платность определяется с помощью приборов — ареометров и нефтеденсиметров. С помощью первого можно определять плотность и температуру продукта, второго — только плотность. Заключается в погружении отградуированного на нефтепродукты ареометра в стеклянный цилиндр, заполненный нефтепродуктом, и отсчете по шкале по нижнему мениску величины погружения ареометра при данной температуре. Ареометры выпускаются с пределами измерения плотности, приведенными в таблице.

Характеристики ареометров

Пределы измерения плотности

Предназначения для нефтепродуктов

Керосины, дизельное топливо, масла индустриальные

Темные нефтепродукты и масла

Пикнометрический метод.

Заключается в том, что в отградуированный сосуд (пикнометр) заливают испытуемый нефтепродукт, доводят его температуру до 20 °С и взвешивают на аналитических весах с погрешностью не более 0,0002 г.

Расчетный метод.

Проводится на основании зависимости плотности нефтепродукта от его температуры. Для расчета используются паспортная плотность нефтепродукта при температуре 20 °С, определенная химической лабораторией НПЗ при его отгрузке. Заключается в отборе пробы нефтепродукта из резервуара или транспортного средства и измерении температуры с помощью термометра. Затем по таблице определяется величина изменения плотности на 1 °С, умножается на число градусов, отличающихся от 20 °С, и полученное число прибавляется или вычитается из значения паспортной плотности.

Источник

Плотность нефти и методы определения плотности нефтепродуктов

В исследовательской практике определяется относительная плотность.

Плотность нефти и нефтепродукта зависит от температуры. С повышением температуры их плотность снижается. Зависимость плотности от температуры основана на линейном законе:

где ρ t ₄ – относительная плотность при температуре анализа; ρ 20 ₄ – 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:

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 мм 2 /с определяют пикнометром следующим образом:

«Видимую» плотность ρ’ анализируемой нефти (нефтепродукта) вычисляют по формуле:

где m₃ – масса пикнометра с нефтью (нефтепродуктом), г; m₁ – масса пустого пикнометра, г; m – «водное число» пикнометра, г.

«Видимую» плотность пересчитывают в относительную плотность ρ 20 ₄ при 20ºС по формуле:

ρ 20 ₄ = (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 ρ 20 ₄ 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 мм 2 /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:

Полученное значение «видимой» плотности пересчитывают в относительную плотность ρ 20 ₄ 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 мм 2 /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 мм 2 /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 ρ 20 ₄ при нормальной температуре (20ºС) пользуются формулой:

где ρ t ₄ – относительная плотность при температуре анализа; ρ 20 ₄ – 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.

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 мм 2 /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:

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.

Источник

ГОСТ 8.610-2004. ПЛОТНОСТЬ НЕФТИ (Таблицы перерасчета) Государственные стандарты, стандарты отраслей не являются объектом авторского права (р.1,ст.6,п.4 «Закона о стандартизации N 5154-1»).

Задачи, основные принципы и правила проведения работ по государственной стандартизации в Российской Федерации установлены ГОСТ Р 1.0-92 «Государственная система стандартизации Российской Федерации. Основные положения» и ГОСТ Р 1.2-92 «Государственная система стандартизации Российской Федерации. Порядок разработки государственных стандартов»

Сведения о стандарте

1 РАЗРАБОТАН Государственным научным метрологическим центром Федеральным государственным унитарным предприятием Всероссийским научно-исследовательским институтом метрологии им.Д.И.Менделеева (ГНМЦ ФГУП ВНИИМ им.Д.И.Менделеева), Закрытым акционерным обществом «Каспийский трубопроводный консорциум-Р», Открытым акционерным обществом «Инфракрасные микроволновые системы», Обществом с ограниченной ответственностью «Технологические системы»

2 ВНЕСЕН Управлением метрологии и надзора Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 28 декабря 2004 г. N 130-ст

6 ПЕРЕИЗДАНИЕ. Январь 2006 г.

1 Область применения

Таблицы предназначены для приведения плотности нефти к задаваемым температуре, в частности к температуре 15° и 20°С, и давлению.

Таблицы следует использовать при учетно-расчетных товарно-коммерческих операциях с нефтью, подготовленной к транспортированию по магистральным нефтепроводам, наливным транспортом для переработки и (или) поставки на экспорт.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 28947-91 (ИСО 1768-75) Ареометры стеклянные. Стандартное значение коэффициента объемного термического расширения (для использования при подготовке поправочных таблиц для жидкостей)

ГОСТ Р 8.599-2003 Государственная система обеспечения единства измерений. Плотность и объем нефти. Таблицы коэффициентов пересчета плотности и массы

3 Обозначения

В настоящем стандарте использованы следующие обозначения:

— показание ареометра при температуре , кг/м ;

— коэффициент объемного расширения нефти при температуре 15°С, °С ;

— коэффициент объемного расширения нефти при температуре , °С ;

— коэффициент сжимаемости нефти при температуре , МПа ;

4 Методы расчета значений плотности нефти

4.1 Значение плотности нефти выражают через значение плотности при температуре 15°С при избыточном давлении, равном нулю, формулой

— поправочный коэффициент, рассчитываемый по формуле

4.2 Значение плотности нефти, приведенное к температуре 20°С, вычисляют по формуле

4.6 При измерениях плотности ареометром показания ареометра корректируют путем введения коэффициента температурного расширения стекла, из которого изготовлен ареометр:

где по ГОСТ 28947 1)

(если ареометр градуирован при температуре 20°С); (10)

(если ареометр градуирован при температуре 20°С). (11)

________________
В таблицах Американского нефтяного института API [2] зависимость расширения стекла ареометра от температуры представлена в виде

При введении в формулу (1) подставляют значение плотности, пересчитанное из показаний ареометра с учетом формулы (10) или (11):

4.7 Приведенные методы расчета соответствуют [2].

5 Таблицы пересчета значений плотности нефти

5.1 Таблицы пересчета значений плотности нефти, приведенные в [1], приложение В, следующие:

5.2 Таблицы предназначены для обработки данных при измерениях плотности нефти ареометром или плотномером, приведении плотности к стандартным условиям по ГОСТ Р 8.599, а также к условиям (температура, давление), задаваемым пользователем.

5.3 Диапазоны значений величин в таблицах В.1-В.10 [1]:

Дискретность значений величин в таблицах:

5.4 Программа, по которой проведен расчет таблиц, аттестована ГНМЦ ФГУП ВНИИМ им.Д.И.Менделеева в соответствии с [3].

5.6 Таблицы пересчета значений плотности нефти от температуры 20°С к температуре 15°С приведены в ГОСТ Р 8.599.

5.7 Примеры применения таблиц приведены в приложении А.

Приложение А (справочное). Примеры применения таблиц пересчета значений плотности нефти

А.1 Значения коэффициентов объемного расширения и коэффициентов сжимаемости нефти определяют из таблиц В.1 и В.2 [1]. По значениям плотности и температуры, которые попадают в соответствующие диапазоны (в настоящем стандарте выделены полужирными линиями), определяют значения коэффициентов объемного расширения и сжимаемости.

А.2 Пересчет плотности нефти в зависимости от температуры при различных методах испытаний осуществляют с помощью таблиц В.3-В.10 [1].

Для пересчета плотности нефти выполняют следующие общие процедуры:

Шаг 1. Округляют значение температуры до большего значения, кратного 0,2°С, указанного в графе «, °C».

Шаг 3. Рассчитывают разность между округленным и измеренным (известным) значениями плотности.

Шаг 4. По таблицам В.3-В.10 [1] находят искомое значение плотности нефти при температуре 20°С, соответствующее округленным значениям температуры и плотности.

Шаг 5. В случае, если значение температуры округлено до большего значения, из значения плотности, полученного из таблицы, вычитают 0,1 кг/м (для таблиц В.3-В.6 и В.9-В.10 [1]) или к нему прибавляют 0,1 кг/м (для таблиц В.7-В.8 [1]).

Шаг 6. В зависимости от того, насколько округлено значение плотности в большую или меньшую сторону, настолько соответственно уменьшают или увеличивают значение плотности.

Если исходное округление значения плотности до ближайшего целого значения (по шагу 2) проведено в большую сторону, то на это же значение уменьшают значение расчетной плотности.

Если исходное округление значения плотности до ближайшего целого значения (по шагу 2) проведено в меньшую сторону, то на это же значение увеличивают значение расчетной плотности.

Процедура получения значения плотности при температуре 20°С следующая:

Шаг 1. Округляют значение температуры до значения, кратного 0,2, в большую сторону: 27,6°С.

Шаг 3. Рассчитывают разность между округленным и измеренным значениями показаний ареометра:

Процедура получения значения плотности при температуре 15°С следующая:

Шаг 2. Рассчитывают разность между округленным и измеренным значениями показаний ареометра:

Процедура получения значения плотности при температуре 20°С следующая:

Шаг 1. Округляют значение температуры до значения, кратного 0,2, в большую сторону: 38,0°С.

Шаг 3. Рассчитывают разность между округленным и измеренным значениями показаний ареометра:

Процедура получения значения плотности при температуре 15°C следующая:

Шаг 2. Рассчитывают разность между округленным и измеренным значениями показаний ареометра:

Процедура получения значения плотности следующая:

Шаг 2. Рассчитывают разность между округленным и известным значениями плотности:

Процедура получения значения плотности следующая:

Шаг 1. Округляют значение температуры до значения, кратного 0,2°С: 22,8°С.

Шаг 3. Рассчитывают разность между округленным и известным значениями плотности:

Процедура получения значения плотности следующая:

Шаг 2. Рассчитывают разность между округленным и измеренным значениями плотности:

Определяют значение плотности при стандартных условиях (температура 15°С, избыточное давление равно нулю).

Процедура получения значения плотности следующая:

Шаг 1. Округляют значение температуры нефти до значения, кратного 0,2°С: 37,4°С.

Шаг 3. Рассчитывают разность между округленным и измеренным значениями плотности:

Шаг 1. Определяют для нефти, имеющей плотность 818,9 кг/м при температуре 18,4°С, значения коэффициентов объемного расширения и сжимаемости.

Шаг 2. Подставляют в формулу (12) исходные значения температуры и избыточного давления, а также найденные по таблицам значения коэффициентов объемного расширения и сжимаемости и находят

Шаг 1. Определяют для нефти, имеющей плотность 832,7 кг/м при температуре 21,1°С, значения коэффициентов объемного расширения и сжимаемости.

Шаг 2. Подставляют в формулу (12) исходные значения температуры и избыточного давления, а также найденные по таблицам значения коэффициентов объемного расширения и сжимаемости и находят

Библиография

[1] МИ 2880-2004 Государственная система обеспечения единства измерений. Плотность нефти при учетно-расчетных операциях. Программа и таблицы приведения плотности нефти к заданной температуре и давлению

[2] ASTM D 1250-2004 Стандартное руководство по расчетным таблицам нефти и нефтепродуктов

[3] МИ 2174-91 Государственная система обеспечения единства измерений. Аттестация алгоритмов и программ обработки данных при измерениях. Основные положения

Источник

Что такое плотность нефтепродуктов и как она измеряется

Относительная плотность (уд. вес), широкий диапазон

4.3 Цилиндр для ареометра из прозрачного стекла, пластмассы (4.3.1) или металла. Для облегчения переливания цилиндр может иметь на ободке носик. Высота цилиндра должна быть такой, чтобы расстояние от дна цилиндра до ареометра было не менее 25 мм.

4.3.1 Пластмассы, применяемые для изготовления цилиндров для ареометров, должны быть стойкими к обесцвечиванию и воздействию образцов нефтепродуктов и не должны мутнеть после продолжительного воздействия солнечного света или воздействия образцов нефтепродуктов.

4.4 Баня, в которой поддерживается постоянная температура.

Применяют в том случае, когда консистенция образцов требует температуры испытания намного выше или ниже комнатной температуры.

Приборы, имеющие сертификат калибровки официальной организации, классифицируют как сертифицированные, и перечисленные в сертификате поправки следует применять к отмеченным показаниям. Приборы, соответствующие требованиям метода испытания, но не имеющие сертификата, классифицируют как несертифицированные.

4.5 Допускается использовать:

— ареометры для нефти по ГОСТ 18481;

— цилиндры для ареометров стеклянные по ГОСТ 18481 или металлические соответствующих размеров;

— термометры стеклянные для испытаний нефтепродуктов типа ТИН-5 по ГОСТ 400 (при использовании ареометров АН) или термометры ртутные стеклянные лабораторные типа ТЛ-4 N 2 и 3 [5]. Термометры должны быть калиброваны на полное погружение;

— термостат или водяную баню для поддержания температуры с погрешностью не более 0,2 °С.

5 Температура испытания

5.1 Определение плотности, относительной плотности (удельного веса) или плотности в градусах API ареометром при стандартной температуре 15 °С или 60 °F, или близкой к ней, является наиболее точным. Температуры от минус 18 до плюс 90 °С (0-195 °F) следует использовать в зависимости от типа образца и других параметров, указанных в таблице 3.

Температура начала кипения

Другие лимитируемые параметры

Давление паров по Рейду ниже 179 кПа

Не выше 2 °С (35 °F) в исходном закрытом контейнере

Не выше 120 °С (250 °F)

Не выше 18 °С (65 °F) в исходном закрытом контейнере

Умеренно летучий и вязкий

Не выше 120 °С (250 °F)

Вязкость слишком высокая при температуре 18 °С (65 °F)

Минимальная температура, при которой образец становится достаточно текучим

Смеси с ненефтяными продуктами

5.2 Если показание ареометра используют для корректировки объемов при стандартных температурах, то показание ареометра следует снимать при температуре, отличающейся от температуры, при которой был измерен объем продукта, в пределах ±3 °С (±5 °F) (примечание). Если во время испытания может произойти потеря легких фракций во время проведения испытания при температуре испытуемого продукта, испытание проводят при условиях, регламентированных в таблице 3.

6 Проведение испытания

6.1 Проверяют температуру испытуемого образца в соответствии с требованиями безопасности. Доводят цилиндр ареометра (примечание к 6.6) и термометр приблизительно до температуры испытуемого образца.

6.2 Образец переносят в чистый цилиндр ареометра, не проливая, чтобы избежать образования воздушных пузырьков и сократить до минимума испарение компонентов с более низкой температурой кипения. Высоколетучие образцы переносят в цилиндр с помощью вытеснения или сифонирования (примечание). Прежде, чем погружают ареометр, удаляют образовавшиеся пузырьки воздуха, если они собрались на поверхности образца, касаясь их чистой фильтровальной бумагой.

6.3 Помещают цилиндр с образцом в вертикальном положении в место, защищенное от ветра. Следят за тем, чтобы температура образца значительно не менялась во время испытания; в этот период температура окружающей среды не должна изменяться более чем на 2 °С (5 °F). Если испытание проводят при температуре выше или ниже комнатной температуры, используют баню с постоянной температурой.

Источник