ХИМИЯ НЕФТИ

Определение плотности

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 ρ₄²⁰. Ареометром можно определить плотность только с точностью до 0,001 для маловязких и 0,005 для вязких нефтепродуктов. Для определения плотности высоковязкого (более 200 мм²/с при 50°С) нефтепродукта (ρ_н) ареометром поступают следующим образом. Нефтепродукт разбавляют равным объемом керосина известной плотности (ρ_к) и измеряют плотность смеси (ρ_см). Затем рассчитывают плотность нефтепродукта по формуле:

Для малого количества жидких нефтепродуктов (капли) либо для твердых веществ (парафина, битума и др.) пользуются методом уравнивания плотности, или методом взвешивания капли: каплю или кусочек испытуемого нефтепродукта вводят в спиртоводный (ρ < 1) или водно-соляной раствор слабой концентрации (ρ > 1) и добавляют в сосуд воду или концентрированный раствор соли до тех пор, пока испытуемый нефтепродукт не перейдет во взвешенное состояние в растворе. В этом случае плотность нефтепродукта равна плотности раствора, которую определяют ареометром.

Приведенные выше способы пригодны лишь для технических целей. Более точно (с точностью до 0,0005) плотность нефтепродукта определяют с помощью гидростатических весов, которые градуируются по плотности воды при 20°С и дают показания ρ₂₀^t.

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.

Формула ГрозНИИ:

Недостатком формулы ГрозНИИ является то, что она применима только для фракции, выделенной из этой же нефти, так как в формуле используются плотность и температура застывания этой нефти. Этот недостаток отсутствует в формуле БашНИИНП. Ею можно пользоваться для любых нефтепродуктов как прямогонного, так и деструктивного происхождения. Точность первой формулы (по расхождению экспериментальных и расчетных данных) составляет 6 %, второй - 2,5 %.

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:

Средняя молекулярная температура кипения смеси определяется по формуле:

Для узких фракций вместо средней молекулярной температуры кипения в формулу подставляют температуру 50 % отгона по ГОСТ 2177-99.

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