Определение содержания воды в нефти

при температуре опыта

Определение по недостатку

Определение по избытку

по ГОСТ Р 8599-2003

Лабораторная работа №1

Определение содержания воды в нефти

Цель работы: определение объемной и массовой доли воды в нефтяной эмульсии и в сухой нефти в технологическом процессе подготовки нефти и в приемо-сдаточных операциях. ГОСТ 2477-65 «Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды», ГОСТ Р ИСО 3734-2009 «Нефтепродукты. Определение содержания воды и осадка в остаточных жидких топливах методом центрифугирования».

I. Теоретическая часть

Нефть представляет собой сложную смесь углеводородов, содержащую свыше 1500 отдельных компонентов. Она состоит из низко- и высокомолекулярных углеводородных и неуглеводородных компонентов. Это дисперсная система, характеризующаяся сложной внутренней организацией, способной изменяться под воздействием внешних факторов. Поэтому исследование состава и свойств нефти – трудная задача. Успех исследования нефти в большой степени зависит от продуманного сочетания и последовательности методов ее разделения и анализа.

Используемые методы анализа нефтей и нефтепродуктов можно разделить на четыре группы:

- физические – определение плотности, вязкости, температуры плавления, замерзания и кипения, теплоты сгорания, молекулярной массы и др.;

- физико-химические – хроматография, спектроскопия, колориметрия, рефрактометрия, нефелометрия;

- химические – использующие классические приемы аналитической химии;

- специальные – определение октанового и цетанового чисел моторных топлив, химической и коррозионной активности топлив и масел.

Некоторые показатели качества нефтепродуктов непосредственно указывают на поведение их в условиях эксплуатации, однако нормируемые показатели являются лишь косвенными, но очень важными характеристиками эксплуатационных свойств продуктов. Необходимо отчетливо представлять эту косвенную взаимосвязь и те принципы, на которых основаны общие и специальные методы анализов.

Вода – обычный спутник сырой нефти. Она может содержаться в нефти в виде простой взвеси, то есть в виде крупных капель и тогда легко отстаивается, либо в виде эмульсии (где размер глобул воды колеблется от 0, 1 до 10 мк).

Образование устойчивых эмульсий, состоящих из нефти и воды, приводит к большим потерям нефти, так как при отделении воды от нефти в отстойниках часть нефти отделяется вместе с водой в виде эмульсии.

Нефтяные эмульсии представляют собой дисперсные системы двух жидкостей (нефти и воды), малорастворимых друг в друге. Одна жидкость диспергирована в другой в виде мелких капелек (глобул). Жидкость, которая диспергирована в виде глобул, называется внутренней, или дисперсной фазой, а жидкость, в которой находится дисперсная фаза (глобулы), называется внешней фазой, или дисперсионной средой.

Водо-нефтяные эмульсии возможны двух типов: вода в нефти (В/Н) и нефть в воде (Н/В). В условиях образования нефтяных эмульсий при добыче и обессоливании нефти более агрегативно устойчивы эмульсии типа В/Н, как правило, на практике приходится иметь дело с эмульсиями именно этого типа.

Глобулы дисперсной фазы имеют сферическую форму, которая обеспечивает их наименьший объем и наименьшее значение избыточной поверхностной энергии. Свободная энергия глобул дисперсной фазы способствует их слиянию (коалесценции), однако в агрегативно устойчивых эмульсиях присутствуют вещества – эмульгаторы, или стабилизаторы эмульсии, которые препятствуют этому. В системах, состоящих из двух несмешивающихся жидкостей и не содержащих эмульгаторов и стабилизаторов, капли легко сливаются, и жидкости расслаиваются.

Эмульгаторы адсорбируются на поверхности капелек воды, образуя адсорбционно-сольватные слои (как бы защитную механически прочную пленку), которые повышают прочность поверхностных слоев, и препятствуют слиянию (коалесценции) капель при столкновении. Чем выше прочность этой пленки, тем труднее разрушить эмульсию.

Агрегативная устойчивость нефтяных эмульсий определяется временем их существования и для разных нефтяных эмульсий может колебаться в широких пределах от нескольких секунд до нескольких лет.

Количество глобул воды в 1 литре 1%-ной высокодисперсной нефтяной эмульсии исчисляется триллионами, а общая площадь их поверхности - десятками квадратных метров. На такой огромной поверхности может адсорбироваться огромное количество стабилизирующих эмульсию веществ. Стабилизаторами нефтяных эмульсий (являющихся очень устойчивыми системами) могут быть асфальто-смолистые вещества. В настоящее время это доказано, и коллоидно-дисперсные и асфальто-смолистые вещества выделены из нефтяных эмульсий.

а б

Рис. 1. Расположение молекул поверхностно-активных веществ на границе раздела фаз в водонефтяных эмульсиях:

а – эмульсия типа Н/В; б - эмульсия типа В/Н; 1 – гидрофобная (неполярная) часть молекулы ПАВ; 2 – гидрофильная (полярная) часть молекулы ПАВ.

После удаления из нефти природных эмульгаторов прочность нефтяных эмульсий резко уменьшается и их разрушить значительно легче.

Нефтяные эмульсии подвержены старению: с течением времени прочность их увеличивается. Особенно интенсивно протекает старение нефтяных эмульсии в начальный период их образования. Таким образом, замедление процесса старения нефтяных эмульсий на этапе проведения процесса обессоливания имеет большое практическое значение, так как свежие эмульсии разрушаются значительно быстрее, чем «состарившиеся». Для замедления процесса старения и предотвращения образования устойчивых эмульсий применяют деэмульгаторы. Деэмульгатор, обладающий высокой поверхностной активностью, адсорбируется на поверхности глобул воды и препятствует образованию прочных адсорбционно-сольватных слоев. Поэтому процесс старения эмульсии после добавления деэмульгатора практически прекращается. Для наиболее полного разрушения и прекращения старения нефтяных эмульсий деэмульгатор подают в свежие эмульсии.

Остановимся несколько подробнее на механизме действия деэмульгаторов. Так же как и эмульгаторы, они относятся к поверхностно-активным веществам (ПАВ). В качестве деэмульгаторов нефтяных эмульсий изготовляют и применяют большое количество ПАВ.

На рис. 1 показано расположение молекул ПАВ на границе раздела фаз в водо-нефтяных эмульсиях: гидрофобная неполярная часть молекулы погружена в нефть, а полярная часть, обладающая гидрофильными свойствами, погружена в воду.

Деэмульгаторы обладают большей поверхностной активностью, чем природные стабилизаторы нефтяных эмульсий, и поэтому они вытесняют последние из поверхностного адсорбционного слоя глобул. Вытеснив с поверхности глобулы природные стабилизаторы, деэмульгатор образует адсорбционный слой со значительно меньшей механической прочностью, и капли при столкновении легче сливаются в более крупные, процесс разрушения эмульсии (деэмульсация) значительно облегчается. В качестве деэмульгаторов применяются ионогенные ПАВ (которые в водных растворах диссоциируют на отрицательно и положительно заряженные ионы) и неионогенные (которые не образуют ионов в водных растворах). К первым относятся карбоновые кислоты и их соли, алкилсульфаты – сульфоэфиры:

алкилсульфонаты – натриевые или аммонийные соли сульфокислот жирного ряда (RSO₃Na), алкиларилсульфонаты – соли ароматических сульфокислот

аммонийные основания типа RNH Cl^- и др. (здесь R – алкильный радикал, содержащий 10-15 атомов углерода).

Для разрушения нефтяных эмульсий чаще применяются неионогенные деэмульгаторы. Их получают присоединением оксида этилена к органическим кислотам, спиртам, аминам (реакция оксиэтилирования). В результате реакции оксиэтилирования получаются соединения типа:

С увеличением n (т. е. длины оксиэтиленовой цепочки) увеличивается их растворимость в воде. В нефтяной промышленности применяются как водорастворимые, так и нефтерастворимые деэмульгаторы. Последние имеют преимущество, заключающееся в том, что они, смешиваясь с нефтью, легче проникают в поверхностные слои глобул и не вымываются водой. Деэмульсация (разрушение нефтяных эмульсий) лежит в основе процессов подготовки нефти к переработке – обезвоживания и обессоливания. При обезвоживании разрушают природную эмульсию нефти с водой, а при обессоливании – искусственно созданную, которая образуется при смешении нефти с промывочной пресной водой.

Механизм разрушения нефтяных эмульсий состоит из нескольких стадий: столкновение глобул воды, преодоление структурно-механического барьера между глобулами воды с частичной их коалесценцией, снижение агрегативной устойчивости эмульсии вплоть до полного расслоения на фазы. Соответственно задача технологов состоит в обеспечении оптимальных условий для каждой стадии этого процесса, а именно: снижении вязкости дисперсионной среды (до 2-4 мм²/с) при повышении температуры до некоторого уровня, определяемого групповым составом нефти, одновременно достигается разрушение структурных единиц; уменьшение степени минерализации остаточной пластовой воды введением промывной воды; устранение структурно-механического барьера введением определенных количеств соответствующих ПАВ – деэмульгаторов. Для совершенствования технологических приемов по обессоливанию и обезвоживанию нефтей требуется постановка дальнейших исследований по изучению условий формирования структурных единиц, взаимодействия их с глобулами воды и влияния структурных единиц на структурно-механический барьер; по выбору эффективных ПАВ – деэмульгаторов.

В сырых нефтях обычно находится буровая вода, содержащая значительное количество минеральных солей, главным образом хлоридов натрия, магния и кальция, вызывающих сильную хлористо-водородную коррозию оборудования технологических установок при переработке сырья.

Содержание воды и солей неорганических кислот не является физико-химической характеристикой данной нефти, а зависит от условий ее залегания, добычи и транспорта.

Как в производственных, так и в лабораторных условиях наличие воды в нефти затрудняет перегонку последней, вызывая переброс – бурное вскипание воды, пары которой увлекают за собой нефть.

Перед выполнением анализов нефть должна быть обезвожена. В лабораторных условиях обезвоживание нефти производят либо нагревом и отстоем, либо с помощью реагентов, поглощающих влагу, либо перегонкой.

Наиболее простые и общепринятые методы обезвоживания – подогрев и отстаивани е нефти, часто с одновременной добавкой деэмульгатора. Для этой цели пробу сырой нефти в лаборатории переливают в делительную воронку. Измеряют объем эмульсии, добавляют деэмульгатор, нагревают в термостате и отделяют отстоявшуюся свободную воду, измерив ее объем. При расслоении эмульсии в резервуарах скорость расслоения выражается формулой:

, м/сек,

где r – радиус глобулы дисперсной фазы, м

ρ _д.ф. – плотность дисперсной фазы, кг/м³

ρ _д.ср. – плотность дисперсионной среды, кг/м³

η – динамическая вязкость среды, Па∙ с

g – ускорение свободного падения,

и процесс длится от 6 до 12 часов.

Из оставшейся в делительной воронке нефти отбирают необходимое количество (100, 50, 25, 10 мл) ее и определяют количество оставшейся воды методом Дина и Старка на аппарате АКОВ по ГОСТ 2477-65. Затем, проделав необходимые расчеты, определяют общий массовый процент воды в сырой нефти. Если после подогревания и отстоя нефть все еще содержит воду, к ней прибавляют осушители – свежепрокаленную поваренную соль, хлористый кальций, сульфат натрия и др. (10-20 %), и снова отстаивают при комнатной температуре. Иногда для экономии времени при контроле технологического процесса подготовки нефти используют метод центрифугирования. В случае расслоения эмульсии в центрифуге процесс ускоряется значительно и длится 20 минут, так как вместо ускорения свободного падения g действуют центробежные силы.

II. Экспериментальная часть

Задание 1. Определить объемный процент воды в сырой нефти методом центрифугирования.

Оборудование:

1. центрифуга, n=1500 об/мин;

2. центрифужная градуированная пробирка V = 10 мл – 2 – 4 шт.

Ход работы:

Пробу сырой нефти гомогенизируют встряхиванием в течение 5 мин.

Наливают в четыре центрифужные пробирки до верхней метки (10 мл). Во вторую пробирку прикапывают 2 капли деэмульгатора «Дисольван», в третью пробирку 2 капли деэмульгатора «Сондем», в четвертую пробирку 2 капли деэмульгатора «ECONOBREAK 135». Пробирки помещают в центрифужные гнезда, расположенные диаметрально. Закрывают центрифугу, включают в сеть. Время центрифугирования 3 минуты. Открывают центрифугу после полной остановки ротора. В какой пробирке полностью прошло разрушение эмульсии? В остальных увеличивают содержание деэмульгатора на 2 капли. Повторяют центрифугирование. Данные занести в таблицу.

Рассчитать содержания воды:

V_эм.=10 мл.

№ пробы	деэмульгатор	Количество деэмульгатора	Время полного расслоения эмульсии, мин	Объем отстоявшейся воды, мл	Объемный процент воды, об.%
	-

Задание 2. Определить массовый процент воды в нефти методом Дина и Старка по ГОСТ 2477-65.

Это наиболее распространенный и достаточно точный метод определения количественного содержания воды в нефтях и нефтепродуктах. Он основан на азеотропной перегонке пробы нефти или нефтепродукта с растворителями и применяется во многих странах. В нашей стране определение воды по этому методу проводят по ГОСТ 2477-65.

Оборудование:

1. колбонагреватель или электроплитка;

2. аппарат АКОВ;

3. мерный цилиндр на 100 см³;

4. палочка стеклянная длиной около 500 мм с резиновым наконечником или металлическая проволока такой же длины с утолщением на конце;

5. растворители безводные углеводородные:

- толуол или толуол нефтяной;

- ксилол нефтяной;

- изооктаны эталонные или изооктан технический;

- бензин-растворитель для резиновой промышленности – нефрас С₂ – 80/120;

- нефтяные дистилляты с пределами кипения от 100 º С до 200 º С и от 100 º С до 140 º С;

6. кипелки (кусочки пемзы, фарфора, стеклянных капиллярных трубок).

Рис. 1. Аппарат АКОВ-10 (аппарат количественного определения воды):

1. колба круглодонная (V = 0, 5 л);

2. приемник-ловушка;

3. обратный холодильник.

Ход работы:

Пробу нефти тщательно перемешивают встряхиванием в склянке в течение 5 мин. Высоковязкие нефти и нефтепродукты предварительно нагревают до 40-50 º С. Из перемешанной пробы нефти или нефтепродукта берут навеску 100 г в чистую сухую, предварительно взвешенную стеклянную колбу 1. Затем в колбу 1 приливают 100 мл растворителя и содержимое перемешивают.

Маловязкие нефтепродукты допускается брать в колбу по объему. В этом случае мерным цилиндром отмеряют 100 мл испытуемого нефтепродукта и выливают в колбу 1. Затем этим же цилиндром отмеряют 100 мл растворителя и также выливают в колбу. Для равномерного кипения в колбу бросают несколько стеклянных капилляров или несколько кусочков пемзы или фарфора. Колбу при помощи шлифа присоединяют к отводной трубке приемника-ловушки 2, а к верхней части приемника-ловушки на шлифе присоединяют холодильник 3. Приемник-ловушка и холодильник должны быть чистыми и сухими. Во избежание конденсации паров воды из воздуха верхний конец холодильника необходимо закрыть ватой. Включить приток холодной воды в кожух холодильника.

Содержимое колбы нагревают с помощью колбонагревателя или на электрической плитке. Перегонку ведут так, чтобы из трубки холодильника в приемник-ловушку падали 2-4 капли в секунду. Нагрев прекращают после того, как объем воды в приемнике-ловушке перестанет увеличиваться и верхний слой растворителя станет совершенно прозрачным. Продолжительность перегонки должна быть не менее 30 и не более 60 мин. Если на стенках трубки холодильника имеются капельки воды, то их сталкивают в приемник-ловушку стеклянной палочкой. После охлаждения испытуемого продукта до комнатной температуры прибор разбирают. Если количество воды в приемнике-ловушке не более 0, 3 мл и растворитель мутный, то приемник помещают на 20-30 мин в горячую воду для осветления и снова охлаждают до комнатной температуры. После охлаждения определяют объем воды в приемнике-ловушке.

Массовую долю воды Х, % рассчитывают по формуле

где V - объем воды, собравшейся в приемнике-ловушке мл;

G – навеска нефти или нефтепродукта, взятая для испытания, г.

За результат испытания принимают среднее арифметическое результатов двух определений. Результат испытания округляют с точностью до 0, 1 %.

Расхождение между двумя параллельными определениями содержания воды не должны превышать одного верхнего деления занимаемой водой части приемника-ловушки.

N пробы	Масса нефтепродукта, г	Объем пробы в ловушке, мл	Массовая доля воды, масс.%	Среднее значение об. % воды

III. Вопросы для самоконтроля

1. Дисперсные системы, их классификация.

2. Образование эмульсий, их классификация.

3. Агрегативная устойчивость нефтяных эмульсий. Скорость расслоения эмульсии, уравнение Стокса.

4. ПАВ, строение, классификация.

5. Адсорбция ПАВов на поверхности мицелл.

6. Методы разрушения нефтяных эмульсий. Механизм действия деэмульгаторов.

7. От чего зависит масло- и водорастворимость деэмульгаторов?

8. Зачем удаляют воду из нефти? Этапы подготовки нефти.

9. Какие группы нормативных документов используются при физико-химическом анализе нефти и нефтепродуктов.

10. Вычислите скорость седиментации (уравнение Стокса) эмульсии типа вода в нефти, если известна относительная плотность нефти, её кинематическая вязкость и радиус мицеллы:

	v, мм²/с при 20⁰С	r ∙ 10^{-4, м}
0, 76	39, 57	10, 5

* В условиях задач не указаны единицы измерения плотности.

Лабораторная работа № 2

I. Теоретическая часть

Плотность – не основной параметр для оценки качества нефтепродуктов и лишь в известной степени характеризует их состав, однако она имеет большое практическое значение при определении качества нефтей и нефтепродуктов по объему при учетно-расчетных операциях. Учет количества в объемных единицах не совсем удобен, так как объем жидкости зависит от температуры, которая может изменяться в широких пределах. Зная объем и плотность, можно при отпуске, приме и учете нефти и нефтепродуктов выражать их количество в массовых единицах.

Плотность входит составной частью в различные константы, характеризующие химический состав и свойства нефтепродуктов. Для некоторых продуктов – топлив для реактивных двигателей, мазутов, газотурбинных топлив, осветительных керосинов, бензинов-растворителей, авиационных и дизельных масел – плотность является нормируемым показателем.

Плотностью называется количество покоящейся массы, заключенной в единице объема.

Единицей плотности в системе СИ является кг/м³.

Удельный вес нефти - отношение веса нефти к его объему. Единицей удельного веса в системе СИ является Н/м³.

Плотность вещества и его удельный вес часто численно совпадают, однако нельзя забывать, что физический смысл этих величин различен.

В исследовательской практике определяется относительная плотность нефтепродуктов.

Относительной плотностью называется отношение плотности нефти или нефтепродукта при 20°С к плотности дистиллированной воды (эталонного вещества) при 4°С, то есть отношение массы нефти или нефтепродукта при 20°С к массе такого же объема дистиллированной воды при 4°С. Относительную плотность обозначают .

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

где — относительная плотность при температуре анализа;

— относительная плотность при 20°С;

γ — средняя температурная поправка плотности на 1°С;

t — температура, при которой проводится анализ, °С.

Температурную поправку рассчитывают по формуле:

Значения поправки γ приведены в таблице 1.

Таблица 1

Средние температурные поправки γ плотности на 1°С для нефтей и

нефтепродуктов

Плотность	Поправка γ	Плотность	Поправка γ
0, 6900-0, 6999	0, 000910	0, 8500-0, 8599	0, 000699
0, 7000-0, 7099	0, 000897	0, 8600-08699,	0, 000686
0, 7100-0, 7199	0, 000884	0, 8700-0, 8799	0, 000673
0, 7200-0, 7299	0, 000870	0, 8800-0, 8899	0, 000660
0, 7300-0, 7399	0, 000857	0, 8900-0, 8999	0, 000647
0, 7400-0, 7499	0, 000844	0, 9000-0, 9099	0, 000633
0, 7500-0, 7599	0, 000831	0, 9100-0, 9199	0, 000620
0, 7600-0, 7699	0, 000818	0, 9200-0, 9299	0, 000607
0, 7700-0, 7779	0, 000805	0, 9300-0, 9399	0, 000594
0, 7800-0, 7899	0, 000792	0, 9400-0, 9499	0, 000581
0, 7900-0, 7999	0, 000778	0, 9500-0, 9599	0, 000567
0, 8000-0, 8099	0, 000765	0, 9600-0, 9699	0, 000554
0, 8100-0, 8199	0, 000752	0, 9700-0, 9799	0, 000541
0, 8200-0, 8299	0, 000738	0, 9800-0, 9899	0, 000528
0, 8300-0, 8399	0, 000725	0, 9900-1, 0000	0, 000515
0, 8400-0, 8499	0, 000712

Плотность ρ _t нефтепродуктов в пределах температуры t = 20-250 °С можно определить по формуле Мановяна:

В США и Англии относительную плотность определяют при одинаковой температуре анализируемого вещества и воды, равной 15, 5556 °С (60 °F). Относительную плотность при 20 °С в этом случае рассчитывают по формуле:

Экспериментально плотность нефти (нефтепродукта) определяют одним из трех стандартных методов: ареометром (нефтеденсиметром), гидростатическими весами Вестфаля-Мора (рис. 1), и пикнометром (рис. 2). Из них наиболее быстрым является ареометрический метод, а наиболее точным – пикнометрический. Преимуществом пикнометрического метода также является использование сравнительно малых количеств анализируемой пробы. Определение относительной плотности нефти и нефтепродуктов производится пикнометрическим методом с использованием пикнометров типа ПЖ-1, ПЖ-2, ПЖ-3 (ГОСТ 22521) по ГОСТ 3900-85. Метод основан на определении отношения массы испытуемого продукта к массе воды, взятой в том же объеме и при той же температуре. Так как за единицу массы принимается масса 1 см³ воды при температуре 4º С, то плотность, выраженная в г/см³, будет численно равна плотности по отношению к воде при температуре 4º С ( ).

Плотность большинства нефтей в среднем колеблется от 0, 8 до 0, 9 г/см³. Высоковязкие смолистые нефти имеют плотность близкую к единице. На величину плотности нефти оказывает существенное влияние наличие растворенных газов, фракционный состав нефти и количество растворенных веществ в ней. Плотности последовательных фракций нефти плавно увеличиваются. Плотность узких фракций нефти зависит также от химического состава. Для углеводородов средних фракций нефти с одинаковым числом углеродных атомов плотность возрастает для представителей разных классов в следующем порядке: нормальные алканы → нормальные алкены → изоалканы → изоалкены → алкилциклопентаны → алкилциклогексаны → алкилбензолы → алкилнафталины.

Для бензиновых фракций плотность заметно увеличивается с увеличением количества бензола и его гомологов. Для некоторых нефтепродуктов плотность является нормируемым показателем качества, она входит также составной частью в различные комбинированные константы и расчетные формулы.

Рис. 1. Весы Вестфаля-Мора:

1. груз;

2. термометр;

3. шкала.

Рис. 2. Пикнометры

Задачи на плотность

Задача 1. Относительная плотность нефтепродукта при 20 º С – 0, 745. Определить относительную плотность нефтепродукта при 42 º С (всеми возможными способами).

Решение:

1. По формуле Менделеева

где - относительная плотность при температуре испытания,

γ – средняя температурная поправка плотности на 1 º С (см. табл.).

Интервал применения формулы Менделеева от 0 º С до +50 º С.

2. Можно рассчитать плотность по формуле Мановяна:

3. Можно использовать различные номограммы (рис. 3).

Рис. 3. Зависимость плотности нефтепродуктов ρ от температуры t (цифры на кривых – относительная плотность )

4. Определение плотности по ГОСТ 3900-85.

Задача 2. Определить относительную плотность смеси, состоящую из трех компонентов:

m₁ = 36 кг

m₂ = 82 кг

m₃ = 25 кг

Найти плотность полученной смеси.

* единицы измерения плотности в условии задачи не указаны.

Решение:

Для решения задачи все параметры переводим в систему СИ: плотность в кг/м³, объем в м³, массу в кг.

II. Экспериментальная часть

Пример.

Плотность нефтепродукта при температуре 27, 5º С равна 0, 6448 г/см³.

Для пересчета плотности продукта, измеренной при 27, 5º С, на плотность при 20º С, необходимо:

а. округлить измеренную плотность до второй значащей цифры, например до 0, 640 или до 0, 650 г/см³;

б. по таблице в горизонтальной графе «Плотность по шкале ареометра, г/см³», найти округленную величину плотности, например, 0, 640;

в. в графе «Температура испытания, º С» найти значение температуры испытания – 27, 5º С;

г. по таблице найти плотность продукта при 20º С – 0, 647 г/см³ (на пересечении столбца и строки). Так как при округлении измеренной плотности значение плотности фактически уменьшили на 0, 6448 – 0, 640 = 0, 0048 г/см³, необходимо прибавить это значение к найденному по таблице значению плотности при 20º С, то есть (0, 647 + 0, 0048) г/см³ = 0, 6518 г/см³.

Таким образом, плотность продукта при 20º С равна 0, 6518 г/см³.

Если измеренную плотность округлили до 0, 650 г/см³, фактическое увеличение значения плотности составляет 0, 650 - 0, 6448 = 0, 0052 г/см³. Поэтому из значения плотности при 20º С, найденного по таблице (0, 6569 г/см³), необходимо вычесть 0, 0052 г/см³, то есть 0, 657 - 0, 0052 = 0, 6518 г/см³.

Плотность продукта при 20º С равна 0, 6518 г/см³.

D - разность между и взятым значением плотности по шкале ареометра таблицы ГОСТ 3900-85.

Пользуясь таблицей 2, определяем тип нефти:

0 — особо легкая;

1 — легкая;

2 — средняя;

3 — тяжелая;

4 — битуминозная.

Таблица 2

Наименование параметра	Норма для нефти типа

для экономики страны	для экспорта	для экономики страны	для экспорта	для экономики страны	для экспорта	для экономики страны	для экспорта	для экономики страны	для экспорта
1. Плотность, кг/м³, при температуре: 20 º С 15 º С	Не более 830, 0 Не более 834, 5	830, 1—850, 0 834, 6-854, 4	850, 1-870, 0 854, 5-874, 4	870, 1-895, 0 874, 5—899, 3	Более 895, 0 Более 899, 3
2. Выход фракций, %, не менее, до температуры: 200 º С 300 º С 350 º С	– – –		– – –		– – –		– – –	– – –	– – –	– – –
3. Массовая доля парафина, %, не более	–	6, 0	–	6, 0	–	6, 0	–	–	–	–
Примечания 1. Определение плотности при 20 º С обязательно до 1 января 2004 г., определение плотности при 15 º С обязательно с 1 января 2004г. 2. Если по одному из показателей (плотности или выходу фракций) нефть относится к типу с меньшим номером, а по другому - к типу с большим номером, то нефть признают соответствующей типу с большим номером.

III. Вопросы для самоконтроля

1. Методы определения плотности нефти и нефтепродуктов.

2. Какой из методы определения плотности нефти и нефтепродуктов является самый точным, какой – самым быстрым?

3. Ареометрический метод.

4. Размерность плотности.

5. Зависимость плотности нефтепродуктов от температуры.

6. Зависимость плотности нефти и нефтепродуктов от углеводородного состава.

7. Практическое применение плотности нефти и нефтепродуктов при приемо-сдаточных операциях при определении типа нефти.

8. Для каких нефтепродуктов плотность является нормируемым показателем?

9. ГОСТ 3900-85, порядок выполнения расчетов.

10. Определить относительную плотность смеси, состоящей из трех компонентов:

- V₁ = 0, 05 м³, относительная плотность

- V₂ = 820 л, относительная плотность

- m₃ = 25 кг, относительная плотность

11. Относительная плотность нефтепродукта при 20º С ( ) 0, 825. Используя формулу Мановяна, определить относительную плотность нефтепродукта при 55º С ( ).

12. Относительная плотность нефтепродукта при 20º С ( ) 0, 750. Используя формулу Менделеева, определить относительную плотность нефтепродукта при 32º С ( ).

Приложение

Таблица перевода плотности при температуре испытания в

плотность при 20 º С

Предыдущая12 3 4 5 6 7 Следующая