Главная страница
Навигация по странице:

  • 1.3. Расчетная часть

  • Задание для самостоятельной работы Решить самостоятельно задачи: 1

    		•

    1. плотность нефти плотность важнейшая характеристика нефти во многом определяющая ее качество


    Скачать 0.83 Mb.
    Название1. плотность нефти плотность важнейшая характеристика нефти во многом определяющая ее качество
    Дата03.06.2020
    Размер0.83 Mb.
    Формат файлаdoc
    Имя файлаDensity.doc
    ТипДокументы
    #127673
    страница3 из 5
    1   2   3   4   5

    Калибровка плотномера


    Плотномер откалиброван предприятием-изготовителем по плотности воздуха и воды при температуре плюс 20 °C.




    Рис. 1.6. Индикаторное табло:

    1 – температура датчика плотномера; 2 – значение измеряемой величины; 3 – размерность измеряемой величины; 4 – индикатор выравнивания температур датчика и введенной пробы; 5 – индикатор стабилизации амплитуды колебаний датчика; 6 – индикатор режима управления приводом датчика может принимать следующий вид:

    х – ручное управление, датчик выключен;

    · – ручное управление, датчик включен;

    А – автоматическое управление датчиком.
    Если возникает необходимость измерения плотности при температурах, отличающихся от плюс 20 °C, то предусмотрена возможность измерения в диапазоне от плюс 10 до плюс 60 °C, что обеспечивается установкой необходимой температуры термостата датчика. При изменении температуры термостата датчика плотномер подлежит обязательной калибровке по двум веществам известной плотности. Как правило, в качестве таких веществ используются сухой воздух и дегазированная вода.

    Перед калибровкой следует тщательно вымыть и осушить измерительную ячейку.

    Калибровка по воздуху. После просушивания датчика вставить во входной патрубок 4 (рис. 1.5) заглушку. Дождаться стабилизации температуры датчика. Включить датчик нажатием клавиши ENTER в режиме измерения (признак включения датчика 6 должен иметь вид ‘•’, как на рис. 1.6). Дождаться стабилизации показаний плотности воздуха. Войти в меню калибровки. В подменю «Калибровка ВОЗДУХ» ввести значение текущего атмосферного давления, так как это влияет на плотность воздуха, и запустить процедуру калибровки. После ее окончания вернуться в режим измерения. Отличие измеряемого значения плотности воздуха от табличного (табл. 1.7) не должно превышать предел допускаемой основной погрешности измерения (табл. 1.6). В противном случае процедуру калибровки следует повторить.

    Калибровка по воде. После просушивания заполнить измерительную ячейку датчика дегазированной водой. Включить датчик нажатием клавиши ENTER в режиме измерения. Дождаться стабилизации показаний плотности воды. Войти в меню «Калибровки». В подменю «Калибровка ВОДА» запустить процедуру калибровки. После ее окончания вернуться в режим измерения. Отличие измеряемого значения плотности воды от табличного (табл. 1.8) не должно превышать предел допускаемой основной погрешности измерения (табл. 1.6). В противном случае процедуру калибровки следует повторить.

    Проведение измерения


    Проба должна находиться в однородном состоянии, быть свободной от газовых пузырьков. Если дегазировать образец невозможно, то пробу следует вводить после нагрева до температуры выше температуры датчика.

    Предварительное термостатирование образца при температуре датчика сокращает время измерения.

    Если датчик плотномера находится в режиме гармонических колебаний, измерительную ячейку не следует заполнять пробой, так как при этом в загружаемой жидкости могут образоваться пузырьки. Необходимо предварительно выключать датчик.

    • Для ввода пробы в плотномер после присоединения шприца к входному патрубку 4 (рис. 1.5) необходимо медленно, без остановок перемещать поршень, осуществляя заполнение измерительной ячейки до момента появления жидкости на выходе второго патрубка 3. Для полной загрузки ячейки требуется примерно 1,5 мл пробы. После заполнения датчика, во избежание утечки пробы, шприц оставить в положении загрузки.

    При исследовании проб с различными свойствами ячейку следует промывать и высушивать после каждого измерения. В процессе работы с веществами, характеризующимися однотипными свойствами, достаточно вытеснить измеренную пробу значительным количеством (10 мл и более) новой пробы.

    Не следует оставлять пробу в ячейке на большее время, чем это требуется для измерений.

    После проведения измерений пробу нужно заменить соответствующим растворителем, а затем как можно быстрее провести промывку и чистку измерительной ячейки.

    1.3. Расчетная часть

    При изменении давления и температуры плотность нефти или нефтепродукта изменяется. С повышением температуры плотность нефти уменьшается. От колебания температуры зависит и изменение объема нефти. Для оценки этого изменения введено понятие коэффициента теплового объемного расширения ξ – это относительное изменение объема жидкости при изменении температуры на 1 градус:

    1/град (1.4)

    Для расчета плотности в зависимости от температуры используются формулы (1.5) и (1.7) [43]:

    (1.5)

    в которой ξ– коэффициент теплового объемного расширения, 1/град; t – температура, при которой требуется узнать плотность, °С; ρ20 – плотность жидкости при стандартных условиях (t = 20 °С, ро = 0,1013 МПа).

    Таблица 1.9

    Коэффициент объемного расширения нефти в зависимости от плотности

    Плотность
    при 20 °С, кг/м3
    Коэффициент ξ, 1/оС

    700–719,9
    0,001225

    720–739,9
    0,001183

    740–759,9
    0,001118

    760–779,9
    0,001054

    780–799,9
    0,000995

    800–819,9
    0,000937

    820–839,9
    0,000882

    840–859,9
    0,000831

    860–879,9
    0,000782

    880–899,9
    0,000734

    900–919,9
    0,000688

    920–939,9
    0,000645

    940–959,9
    0,000604

    960–979,9
    0,000564

    980–1000
    0,000526


    Для нефти и нефтепродуктов значения коэффициента ξ представлены в табл. 1.9. Из формулы (1.5) следует, что в тех случаях, когда t > 20 °С, ρ < ρ20, а в тех случаях, когда t < 20 °С, ρ > ρ20.

    Еще Д.И. Менделеевым было установлено, что для большинства нефтей и нефтяных фракций, особенно в небольших интервалах температур (от 0° до 50°), зависимость плотности и удельного веса от температуры имеет линейный характер, что выражается формулой (1.6):

    (1.6)

    где – изменение удельного веса (плотности) при изменении температуры на один градус и называется температурной поправкой [7]. Эта формула позволяет вычислять плотность (удельный вес) при температуре t2, если известна плотность (удельный вес) при температуре t1:

    (1.7)

    где t – плотность при температуре tоС, 20 – плотность при температуре 20 °С,  – температурная поправка плотности (табл. 1.10).

    Таблица 1.10

    Средние температурные поправки плотности нефти и нефтепродуктов

    Плотность при 20 °С, кг/м3
    Температурная поправка плотности, кг/(м3∙град)
    Плотность при 20 °С, кг/м3
    Температурная поправка плотности, кг/(м3∙град)

    690–699
    0,910
    850–859,9
    0,699

    700–709,9
    0,897
    860–869,9
    0,686

    710–719,9
    0,884
    870–879,9
    0,673

    720–729,9
    0,870
    880–889,9
    0,660

    730–739,9
    0,857
    890–899,9
    0,647

    740–749,9
    0,844
    900–909,9
    0,633

    750–759,9
    0,831
    910–919,9
    0,620

    760–769,9
    0,818
    920–929,9
    0,607

    770–779,9
    0,805
    930–939,9
    0,594

    780–789,9
    0,792
    940–949,9
    0,581

    790–799,9
    0,778
    950–959,9
    0,567

    800–809,9
    0,765
    960–969,9
    0,554

    810–819,9
    0,752
    970–979,9
    0,541

    820–829,9
    0,738
    980–989,9
    0,528

    830–839,9
    0,725
    990–1000
    0,515

    840–849,9
    0,712







    Значения температурной поправки плотности могут быть вычислены по уравнению [1]:

    (1.8)

    Для расчета плотности нефти или нефтепродукта в зависимости от давления используется формула [17]:

    (1.9)

    в которой βр называется коэффициентом сжимаемости,а К = 1/β – модулем упругости жидкости.

    βp – относительное изменение объема жидкости при изменении давления на 1 единицу:

    1/Па (1.10)

    Для воды среднее значение модуля объемной упругости К=2·109 Па [18]. Средние значения модуля упругости К для бензинов составляют 109 Па (1000 МПа); для керосинов, дизельных топлив и нефтей  1,5∙109 Па (1500 МПа) [17].

    В общем случае [18]:

    (1.11)

    Обобщенная формула, учитывающая как барическое, так и тепловое расширение, имеет следующий вид:

    (1.12)

    Наличие растворенного и окклюдированного нефтяного газа оказывает на плотность нефти сложное влияние, зависящее от температуры, давления и степени разгазирования.

    Плотность газонасыщенной нефти в зависимости от температуры изменяется по линейному закону [16]:

    (1.13)

    где  – температурная поправка плотности нефти.

    Экспериментально показано, что плотность газонасыщенных нефтей в зависимости от количества растворенного газа достаточно хорошо описывается формулой [16]:

    (1.14)

    где – плотность дегазированной нефти при фиксированной температуре и давлении; b – константа, индивидуальная для каждой нефти; Гр – газовый фактор, м3/м3.

    Перевод плотности из единиц системы СИ в градусы API проводится в два этапа :

    1. определяем плотность нефти при 15,6 оС (60оF) по формуле (1.7):



    1. рассчитываем плотность в градусах API по формуле (1.2):

    (1.2)

    где – относительная плотность нефти при 60оF.

    Плотность воды при 60оF принимается равной 999,006 кг/м3 [13].

    Задание для самостоятельной работы

    1. Решить самостоятельно задачи:


    1 Определить плотности воды и нефти при некоторой температуре t, если известно, что объем воды Vв при t имеет массу mв, а масса того же объема нефти равна mн. Сравнить плотность нефти с плотностью воды.

    2 Цистерна заполнена нефтью плотностью ρ. Диаметр цистерны 3 м, длина – 6 м. Определить массу жидкости в цистерне.
    1   2   3   4   5

    написать администратору сайта