1. плотность нефти плотность важнейшая характеристика нефти во многом определяющая ее качество
 Скачать 0.83 Mb.
|
1. ПЛОТНОСТЬ НЕФТИПлотность – важнейшая характеристика нефти во многом определяющая ее качество. Плотностью жидкости называется масса вещества, заключенная в единице объема. Единицей измерения плотности в системе СИ служит кг/м3. Вес единицы объема вещества называется удельным весом. Единицей измерения удельного веса в системе СИ служит Н/м3. Плотность и удельный вес вещества связаны между собой соотношением  (1.1)где g – ускорение силы тяжести, 9,81 м/с2. Относительная плотность  является безразмерной величиной, представляющей собой отношение массы объема данного вещества при температуре определения к массе равного объема воды при стандартной температуре. В США и Англии стандартная температура для воды и нефти принята tст = 15,6 °С (60 °F). В России была принята стандартная температура tст = +4 °С, а температура определения tопр = 20 °С. Относительная плотность обозначалась  С 1 января 2004 г. введен в действие ГОСТ Р51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» и стало обязательным определение плотности нефти при 15 °С. Поэтому ГОСТ Р 51069-97 дает следующее определение: относительная плотность (удельный вес) – отношение массы данного объема жидкости при температуре 15 °С (60 °F) к массе равного объема чистой воды при той же температуре. При записи результатов указывают стандартную температуру  Нефти различных месторождений России характеризуются широким диапазоном плотности: от 770 до 970 кг/м3. Плотность нефтей изменяется в пределах каждого нефтегазоносного района. Это объясняется тем, что большинство разрабатываемых нефтяных месторождений представлено многопластовыми залежами, для которых, как правило, с увеличением глубины залегания продуктивного горизонта плотность нефти снижается. Плотность нефти зависит: от химического состава, в частности, от содержания тяжелых смолисто-асфальтеновых и сернистых компонентов, парафинов; от фракционного состава. Таблица 1.1 Характеристика нефтей по плотности и содержанию смол и асфальтенов
Таблица 1.2 Характеристика нефтей по плотности и содержанию парафинов
Сравнивая плотности товарных нефтей с примерно равным содержанием асфальтенов и смол, можно получить ориентировочные представления об их углеводородном составе: парафиновые нефти имеют плотность в пределах 750–800, нафтеновые 820–860 и ароматические 860–900 кг/м3. Плотность нефтяных фракций увеличивается по мере возрастания температурных пределов их выкипания. Таблица 1.3 Плотность фракций нефти Ишимбаевского месторождения
Плотность нефтепродуктов, вырабатываемых из определенных фракций нефти, соответственно составляет: бензины – 730–760 кг/м3; керосины – 780–830 кг/м3; дизельные топлива – 840–850 кг/м3; мазут – 950 кг/м3; масла – 880–930 кг/м3 [9]. Изменение плотности нефти в процессе ее добычи, сбора и подготовки, транспорта и хранения зависит от: температуры; давления; содержания растворенного нефтяного газа; содержания эмульгированной пластовой воды. Плотность нефти является классификационным параметром. В табл. 1.4 приведены типы нефти по плотности согласно. В мировой торговой практике принято измерять добываемую и продаваемую нефть в баррелях, а ее плотность определять в градусах Американского нефтяного института – American Petroleum Institute (API) – при 60 °F, что соответствует 15,56 °С. Плотность в градусах API – специальная функция относительной плотности (удельного веса), которую вычисляют по формуле:  (1.2)Для России традиционно применение массовых единиц при расчетных операциях с подготовленной нефтью и нефтепродуктами. Таблица 1.4
Плотность, относительная плотность (удельный вес) или плотность в градусах API необходимы для пересчета измеренных объемов в объемы при стандартной температуре, при товарно-коммерческих операциях с нефтью, подготовленной к транспортированию по магистральным нефтепроводам, наливным транспортом для переработки и/или поставки на экспорт. Чем меньше плотность нефти, тем выше ее стоимость на мировом рынке. В зависимости от требуемой точности плотность нефти определяют ареометром (точность до 0,001 г/см3), гидростатическими весами Вестфаля-Мора (точность до 0,0005 г/см3), пикнометром (точность до 0,00005 г/см3) [10, 11] или автоматическими цифровыми плотномерами (точность от 0,0001 до 0,00001 г/см3). 1.1. Определение плотности нефти ареометром Определение плотности нефти и нефтепродуктов ареометром выполняется по ГОСТ 3900-85. Сущность метода заключается в погружении ареометра в испытуемый продукт, снятии показаний по шкале ареометра при температуре определения и пересчете результатов на плотность при температуре 20 °С. Аппаратура Для проведения работы необходимы: ареометры для нефти; стеклянные цилиндры для ареометров;  Рис. 1.1. Термостат LOIP LT-810 для поддержания заданной температуры при определении плотности нефти по ГОСТ 3900-85 термометр ртутный стеклянный, цена деления шкалы – 0,1 °С; термостат или водяная баня (рис. 1.1). Подготовка к анализу Пробу нефти доводят до температуры испытания или выдерживают при температуре окружающей среды до достижения этой температуры. Проведение анализа Пробу испытуемого продукта наливают в установленный на ровную поверхность цилиндр, имеющий ту же температуру, что и проба. Цилиндр следует заполнять образцом не более чем на 2/3 объема. Пузырьки воздуха, которые образуются на поверхности, снимают фильтровальной бумагой. Температуру испытуемой пробы измеряют до и после измерения плотности. Температуру поддерживают постоянной с погрешностью не более 0,2 °С.  Рис. 1.2. Ареометр Рис. 1.3. Снятие показаний Чистый и сухой ареометр (рис. 1.2) медленно и осторожно опускают в цилиндр с испытуемым продуктом. Ареометр поддерживают за верхний конец, не допуская смачивания части стержня, расположенной выше уровня погружения ареометра. Когда колебания ареометра прекратятся, отсчитывают показания по верхнему краю мениска. При этом глаз должен находиться на уровне мениска (рис. 1.3). Отсчет по шкале ареометра соответствует плотности нефтепродукта при температуре испытания (г/см3). Обработка результатов Измеренную температуру испытания округляют до ближайшего значения температуры, указанного в табл. 1.5. Таблица 1.5 Перевод плотности при температуре испытания в плотность при 20 °С
По значению плотности, определенной с помощью ареометра, и округленному значению температуры находят плотность испытуемого продукта при температуре 20 °С по табл. 1.5. За результат испытаний принимают среднее арифметическое двух определений. Пример пересчета Плотность нефтепродукта при температуре 24,2 °С равна 0,8235 г/см3. Для пересчета плотности продукта, измеренной при 24,2 °С, на плотность при 20 °С, необходимо: округлить температуру испытания до 24,0 оС; округлить измеренную плотность до второй значащей цифры, например, до 0,820 г/см3; по таблице в горизонтальной графе «Плотность по шкале ареометра» найти округленную величину плотности (0,820); в графе «Температура испытания» найти значение температуры – 24,0 °С; в таблице найти значение плотности продукта при 20 °С – на пересечении вертикальной и горизонтальной граф – 0,8227 г/см3. Так как при округлении измеренной плотности значение плотности фактически уменьшили на 0,8235 – 0,820 = 0,0035, необходимо прибавить это значение к найденному по таблице значению плотности при 20 °С: 0,8227 + 0,0035 = 0,8262 г/см3. Таким образом, плотность нефтепродукта при 20 °С равна 0,8262 г/см3. Точность метода Сходимость. Два результата определений, полученные одним исполнителем, признаются достоверными с 95%-й вероятностью, если расхождение между ними не превышает 0,0005 г/см3 – для прозрачных продуктов; 0,0006 г/см3 – для темных и непрозрачных продуктов. Воспроизводимость. Два результата определений, полученные в двух лабораториях, признаются достоверными с 95%-й вероятностью, если расхождение между ними не превышает 0,0012 г/см3 – для прозрачных продуктов; 0,0015 г/см3 – для темных и непрозрачных продуктов. 1.2. Определение плотности нефти плотномером ВИП-2М Измерение плотности с помощью ручных ареометров занимает длительное время, сопряжено с большими трудозатратами и имеет невысокую точность измерений – не более 0,001 г/см3. Более высокой точности и производительности можно достигнуть при использовании автоматических цифровых плотномеров, реализующих, в частности, резонансный принцип определения плотности. Вибрационный плотномер ВИП-2М предназначен для быстрого измерения плотности нефти, нефтепродуктов и других жидкостей, кроме эмульсий и суспензий. Сущность метода заключается в измерении периода собственных колебаний U-образной трубки, заполненной исследуемой жидкостью, и последующего вычисления значения ее плотности. Период колебаний трубки датчика плотномера и плотность исследуемой среды связаны между собой соотношением:  (1.3)где ρ – плотность исследуемой среды, г/см3; T – период колебаний U-образной трубки датчика плотномера, мс; A, B – калибровочные коэффициенты. Для определения значений коэффициентов A и B проводится процедура калибровки по двум веществам известной плотности. В приборе осуществляется автоматическое преобразование полученных результатов в удельный вес. Достоинством прибора разработчики [14] считают наличие режима определения плотности нефтепродуктов в оAPI согласно ГОСТ Р 8.599-2003. Техническая характеристика прибора приведена в табл. 1.6. Таблица 1.6 Технические характеристики плотномера ВИП-2М
Аппаратура Комплектация вибрационного плотномера ВИП-2М представлена на рис. 1.4.  Конструктивно плотномер выполнен в виде настольного прибора. Лицевая панель плотномера показана на рис. 1.5. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||