Плотность. Плотность является важнейшей характеристикой, позволяющей в совокупности с другими константами ориентировочно оценивать химический и фракционный состав нефти

Плотность является важнейшей характеристикой, позволяющей в совокупности с другими константами ориентировочно оценивать химический и фракционный состав нефти и нефтепродуктов, товарное качество Н и НП.

В практике нефтяного дела принято использовать безразмерную величину относительной плотности нефти (нефтепродукта), которая равна отношению плотности нефти (нефтепродукта) при 20 °С к плотности воды при 4 °С (равна 1).

Относительная плотность обозначается .

В некоторых зарубежных странах за стандартную принята одинаковая температура нефти (нефтепродукта) и воды, равная 60 °F, что соответствует 15,5 °С. В этом случае, относительная плотность обозначается .

Взаимный пересчет значений и производится по формуле:

= +5α

где α - поправка на изменение плотности при изменении температуры на один градус.

В США и других странах широко используется величина плотности, измеряемая в градусах API, связанная с соотношением:

Плотность нефтей и нефтепродуктов уменьшается с повышением температуры. Эта зависимость имеет линейный характер и хорошо описывается формулой Д. И. Менделеева

= - α(t – 20),

где - относительная плотность нефтепродукта при заданной температуре t; -относительная плотность нефтепродукта при стандартной температуре (20 °С).

Все нефтепродукты представляют собой смеси углеводородов различных групп. Допуская аддитивность их объемов, среднюю плотность нефтепродукта находят по правилу смешения:

или

где r₁, r₂, ..., r_n – относительные плотности компонентов смеси; V₁, V₂, ..., V_n – соответственно их объемы; m₁, m₁, …, m_n – соответственно их массы.

Расчет по этим формулам не всегда точен, т.к. в одних случаях смешение сопровождается расширением смеси, а в других – сжатием.

Существует несколько методов определения плотности нефтепродуктов. Выбор того или другого зависит от имеющегося количества нефтепродукта, его вязкости, требуемой точности определения и отводимого для анализа времени.

Простейшим прибором для определения плотности жидких нефтепродуктов является ареометр. Градуировка ареометра отнесена к плотности воды при 4 °С, и его показания соответствуют . Ареометром можно определить плотность только с точностью до 0,001 для маловязких и 0,005 для вязких нефтепродуктов. Для определения плотности высоковязкого (200 мм²/с при 50 °С) нефтепродукта ( ) ареометром поступают следующим образом. Нефтепродукт разбавляют равным объемом керосина известной плотности ( ) и измеряют плотность смеси ( ). Затем рассчитывают плотность нефтепродукта по формуле:

Наиболее точный результат достигается при определении плотности пикнометром (до 0,00005). В зависимости от агрегатного состояния нефтепродукта (газ, жидкость и твердое вещество) и его количества применяются пикнометры разной формы и емкости. Пикнометрический метод основан на сравнении массы нефтепродукта, взятого в определенном объеме, с массой дистиллированной воды, взятой в том же объеме и при той же температуре. Единственным недостатком пикнометрического способа является продолжительность определения.

В случае малого количества нефтепродукта для быстрого определения его плотности можно использовать различные эмпирические формулы.

Практическое значение показателя плотности нефти и нефтепродуктов очень велико. В сочетании с другими физико-химическими константами (температура кипения, показатель преломления, молекулярная масса, вязкость и др.) плотность является параметром, характеризующим химическую природу, происхождение и товарное качество нефти и нефтепродуктов. Так, для фракций с одинаковыми температурами начала и конца кипения плотность наименьшая, если они выделены из парафинистых нефтей, и наибольшая, если они получены из высокоароматизированных нефтей. Фракции, полученные из нафтено-парафинистых нефтей, занимают по плотности промежуточное положение.

Одним из параметров, который представляет собой функцию плотности и позволяет судить о химической природе нефтепродуктов, является характеризующий фактор К, определяемый формулой:

где Т_ср.мол – средняя молекулярная температура кипения смеси, К; - относительная плотность нефтяной фракции

Средняя молекулярная температура кипения смеси определяется по формуле

где T₁, Т₂, …, Т_n - температуры кипения компонентов, К; m₁, m₂, …, m_n - массовые доли компонентов в смеси.

Для парафинистых нефтепродуктов характеризующий фактор равен 12,0 - 13,0, для нафтено-ароматических 10,0 - 11,0.

Относительная плотность газа равна отношению массы m газа, занимающего объем V при некоторых температуре и давлении, к массе m₁ воздуха, занимающего тот же объем V при тех же температуре и давлении:

r_г = m / m₁