Плотность нефти и способы ее измерения. Способы измерения плотности нефти


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 4оС. Обычно определяют не абсолютную плотность вещества (смеси), а относительную плотность, выражающую отношение массы вещества (смеси) к массе чистой воды при 4оС, взятой в том же объеме. Численные значения абсолютной и относительной плотности совпадают, но относительная плотность – величина безразмерная. В России плотности определяют при температуре +20оС (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 15,56оС (60оF), 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 15,56оС (60оF)

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 d204. На практике плотность приходится определять при разных температурах, поэтому определяют при той ТоС, при которой это возможно, и проводят пересчет по формуле:

 204 =  t 4 + y*(to - 20)

 t 4 (ро) - плотность при данной температуре

y - температурный коэффициент плотности (коэффициент объемного

расширения, приводится в ГОСТ или специальной литературе)

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

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

Ch4– (Ch3)4–Ch4 гексан 0,660

Ch4–CH –Ch3– Ch3 – Ch4 метилпентан0,749

Ch4

Ch3– Ch3

Ch3 Ch3 циклогексан 0,779

Ch3–Ch3

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 +20оС 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 +4оС.

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 +20оС, 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

studfiles.net

Плотность нефти и способы ее измерения.

 

Один из основных показателей товарного качества нефти — плотность. Плотность нефти определяется ее составом и изменяется при стандартных условиях (температуре 20 °С и атмосферном давлении) от 700 до 1000 кг/м3. По плотности сырой нефти ориентировочно судят о товарных свойствах нефти. Легкие нефти плотностью до 880 кг/м3 служат ценным сырьем для производства моторного топлива.

Плотность нефти в лабораторных условиях определяют с помощью ареометров (нефтеденсиметров) и пикнометров. Ареометр представляет собой стеклянный поплавок, имеющий в нижней части расширение, заполненное дробью, а в верхней — шкалу, позволяющую судить о плотности жидкости по величине погружения в нее ареометра. В нижнюю часть ареометра, обычно встроен термометр для контроля температуры жидкости.

Измеренную при данной температуре плотность нефти приводят к стандартным условиям, по формуле:

(2.1)

 

где — плотность нефти при 20 °С; — измеренная плотность нефти при температуре t; — коэффициент объемного расширения, составляющий для нефти 0,0005 — 0,0009 кг/(м3К).

С высокой точностью плотность нефти определяют с помощью пикнометров — калиброванных сосудов вместимостью 5 — 100 см3. Пикнометр заполняют нефтью таким образом, чтобы нижний мениск жидкости совпадал с отметкой, нанесенной на суженной части пикнометра. По разности масс сухого и заполненного пикнометра определяют массу нефти в нем. Зная объем пикнометра, вычисляют плотность нефти.

 

Дата добавления: 2015-08-09; просмотров: 85 | Нарушение авторских прав

Читайте в этой же книге: Природные коллекторы нефти и газа. | Гранулометрический состав пород. | Пористость горных пород. | Проницаемость горных пород. | Удельная поверхность породы. | Коллекторские свойства карбонатных пород. | Механические свойства горных пород. | Средние значения теплофизических свойств горных пород | Нефть, ее химический состав. | Давление насыщения и газовый фактор. |mybiblioteka.su - 2015-2018 год. (0.007 сек.)

mybiblioteka.su

Способы определения плотности жидких нефтепродуктов

    Для определения плотности жидких нефтепродуктов в нефтяной практике принят ряд способов 1) ареометрический, 2) взвешивания на весах Вестфаля-Мора, 3) пикнометрический, 4) гидростатического взвешивания, 5) взвешенных капель. [c.46]

    СПОСОБЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПЛОТНОСТИ ЖИДКИХ НЕФТЕПРОДУКТОВ [c.46]

    Растворы спирта применяются для нефтепродуктов плотностью меньше единицы, а растворы солей — для нефтепродуктов плотностью больше единицы. Использование водного раствора этилового спирта при определении плотности жидких нефтепродуктов является причиной невысокой точности способа, так как этиловый спирт избирательно растворяет часть нефтепродукта. [c.56]

    При определении плотности твердых и малоподвижных продуктов пикнометр заполняют либо полностью (если того требует конструкция прибора), либо частично. В первом случае определение плотности проводят точно так же, как для жидких продуктов. Процесс определения плотности твердых нефтепродуктов при частичном заполнении также подробно описан выше при рассмотрении пикнометрического способа определения плотности высоковязких жидких нефтепродуктов. [c.57]

    Одним из важных моментов при проведении расчета режимов эксплуатации является определение теплофизических свойств перекачиваемого продукта. Входяпше в систему уравнений математической модели течения жидких углеводородов плотность, теплоемкость, коэффициент теплоотдачи являются функциями состава перекачиваемого продукта, температуры и давления. Учет переменности свойств при транспортировке нестабильных конденсатов и широкой фракции легких углеводородов позволяет значительно уменьшить погрешности расчетов режимов работы систем трубопроводного транспорта При построении математических моделей теплофизических свойств нестабильных жидкостей следует учитывать технологические отличия способа перекачки от транспорта, например, природных газов, нефти или нефтепродуктов, так как для нестабильных углеводородов, о чем свидетельствует опыт эксплуатации существующих конденсатопроводов, характерно постоянное изменение компонентного состава. Так, в табл.1 представлены данные по дина яике изменения фракционного состава конденсата, перекачиваемого по конденсатопроводу Орнбург-Салават в течение месяца. Как следует из табл. I, колебания компонентного соста ва довольно значительны, что приводит к необходимости периодического пе-ресче э зависимостей теплофизических свойств. [c.6]

chem21.info