Плотность – 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/м 3 .
Вес единицы объема вещества называется удельным весом.
Единицей измерения удельного веса в системе СИ служит Н/м 3 .
Плотность и удельный вес вещества связаны между собой соотношением
где g – ускорение силы тяжести, 9,81 м/с 2 .
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 дляводы
и нефти принята t
ст
= 15,6 °С (60 °F).
В России была принята стандартная
температура t
ст
= +4 °С, а температура определения t
опр
= 20 °С.
Относительная плотность обозначалась
С 1 января 2004 г. введенв
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/м 3 . 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 (табл. 1.1, 1.2) ;
от фракционного состава (табл. 1.3) .
Таблица 1.1
Характеристика нефтей по плотности и содержанию смол и асфальтенов
|
Плотность, кг/м 3 | |||
|
Асфальтены | |||
|
Ромашкинская | |||
|
Бавлинская | |||
|
Сергеевская | |||
|
Арланская | |||
|
Радаевская | |||
|
Мухановская | |||
|
Дмитриевская | |||
|
Подгорненская | |||
|
Кулешовская 1 | |||
|
Кулешовская 2 | |||
|
Бузовнинская | |||
|
Лебяжинская | |||
|
Жетыбайская | |||
|
Узеньская | |||
Таблица 1.2
Характеристика нефтей по плотности и содержанию парафинов
|
ρ 20 , кг/м 3 | ||
|
Охинская | ||
|
Доссорская | ||
|
Артемовская | ||
|
Грозненская беспарафинистая | ||
|
Сураханская масляная | ||
|
Ишимбайская | ||
|
Раманыская парафинистая | ||
|
Ново-степановская | ||
|
Сураханская парафинистая | ||
|
Грозненская слабопарафинистая | ||
|
Туймазинская | ||
|
Сураханская отборная | ||
|
Шор-суская | ||
|
Грозненская парафинистая | ||
|
Гора-Гурская | ||
|
Озек-суатская |
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/м 3 .
Плотность нефтяных фракций увеличивается по мере возрастания температурных пределов их выкипания.
Таблица 1.3
Плотность фракций нефти Ишимбаевского месторождения
|
Пределы выкипания, о С |
Плотность, г/см 3 |
Пределы выкипания, о С |
Плотность, г/см 3 |
|
Сырая нефть |
Плотность нефтепродуктов, вырабатываемых из определенных фракций нефти, соответственно составляет:
бензины – 730–760 кг/м 3 ;
керосины – 780–830 кг/м 3 ;
дизельные топлива – 840–850 кг/м 3 ;
мазут – 950 кг/м 3 ;
масла – 880–930 кг/м 3 .
Изменение плотности нефти в процессе ее добычи, сбора и подготовки, транспорта и хранения зависит от:
температуры;
давления;
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
|
Наименование показателя |
Норма для нефти типа |
||||
|
особо легкая |
легкая |
средняя |
тяжелая |
битуминозная |
|
|
Плотность, кг/м 3 | |||||
|
Не более 830,0 |
Более 895,0 |
||||
|
Не более 833,7 |
Более 898,4 |
||||
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/см 3), гидростатическими весами Вестфаля-Мора (точность до 0,0005 г/см 3), пикнометром (точность до 0,00005 г/см 3) или автоматическими цифровыми плотномерами (точность от 0,0001 до 0,00001 г/см 3).
Плотностью называется масса единицы объема вещества (нефти, нефтепродукта). Единицей плотности в системе СИ является кг/м 3 .
В исследовательской практике определяется относительная плотность.
Относительной плотностью называется отношение плотности (массы) нефти или нефтепродукта при 20ºС к плотности (массе такого же объема) дистиллированной воды (эталонного вещества) при 4ºС. Относительную плотность обозначают ρ 20 4 . Умножив значение относительной плотности на 1000 получаем плотность в кг/м 3 .
Плотность нефти и нефтепродукта зависит от температуры. С повышением температуры их плотность снижается. Зависимость плотности от температуры основана на линейном законе:
ρ t 4 = ρ 20 4 – γ (t-20),
Эта зависимость справедлива для интервала температур 0…50ºС и для нефтей (нефтепродуктов), не содержащих большого количества твердого парафина и ароматических углеводородов.
Методы определения плотности нефтепродуктов:
1.определение плотности пикнометром (ГОСТ 3900-85);
2.определение плотности ареометром (нефтеденсиметром).
Определение плотности пикнометром (ГОСТ 3900-85):
Приборы, реактивы, материалы: пикнометр, термостат, хромовая смесь, вода дистиллированная, этиловый спирт, пипетка, бумага фильтровальная.
Стандартной температурой, при которой определяется плотность нефти и нефтепродукта, является 20ºС. Для определения плотности применяют стеклянные пикнометры (графины с крышкой) с меткой и капиллярной трубкой различной емкости. Каждый конкретный пикнометр характеризуется «водным числом », т.е. массой воды в объеме данного пикнометра при 20ºС. Перед определением водного числа пикнометр промывают последовательно хромовой смесью, дистиллированной водой, этиловым спиртом и сушат. Чистый и сухой пикнометр взвешивают с точностью до 0,0001г. С помощью пипетки наполняют пикнометр дистиллированной свежекипяченой и охлажденной до комнатной температуры водой (пикнометры с меткой – выше метки, а капиллярные – доверху). Затем пикнометр с водой термостатируют при (20±0,1)ºС в течение 30 мин, удерживая пикнометр в термостате на пробковом поплавке. Когда уровень воды в шейке пикнометра перестанет изменяться, отбирают избыток воды пипеткой или фильтровальной бумагой, вытирают шейку пикнометра внутри и закрывают пробкой. Уровень воды в пикнометре устанавливают по верхнему краю мениска. В капиллярных пикнометрах избыток воды из капилляра отбирают фильтровальной бумагой. Пикнометр с установленным уровнем воды при (20±0,1)ºС тщательно вытирают снаружи и взвешивают с точностью до 0,0001г.
«Водное число » m пикнометра вычисляют по формуле:
m = m 2 – m 1 ,
где m 2 , m 1 – массы пикнометров соответственно с водой и пустого, г.
«Водное число» пикнометра проверяют обязательно после 20 определений плотности нефти (нефтепродукта).
Плотность нефти (нефтепродукта ) с вязкостью при 50ºС не более 75 мм 2 /с определяют пикнометром следующим образом:
Сухой и чистый пикнометр наполняют с помощью пипетки анализируемой нефтью (нефтепродуктом) при 18…20ºС (пикнометр с меткой – немного выше метки, а капиллярный - доверху), стараясь не замазать стенки пикнометра. Затем пикнометр с нефтью (нефтепродуктом) закрывают пробкой и термостатируют при (20±0,1)ºС до тех пор, пока уровень нефти (нефтепродукта) не перестанет изменяться. Избыток нефти (нефтепродукта) отбирают пипеткой или фильтровальной бумагой. Уровень нефти (нефтепродукта) в пикнометре устанавливают по верхнему краю мениска. Пикнометр с установленным уровнем вынимают из термостата, тщательно вытирают и взвешивают с точностью до 0,0001г.
«Видимую » плотность ρ"
ρ" = (m 3 – m 1) / m,
где m 3 – масса пикнометра с нефтью (нефтепродуктом), г; m 1 – масса пустого пикнометра, г; m – «водное число» пикнометра, г.
«Видимую» плотность пересчитывают в при 20ºС по формуле:
ρ 20 4 = (0,99823-0,0012)ρ" + 0,0012 = 0,99703ρ" + 0,0012,
где 0,99823 – значение плотности воды при 20ºС; 0,0012 – значение плотности воздуха при 20ºС и давлении 0,1МПа (760 мм.рт.ст.).
Вычисленные по этой формуле поправки к «видимой» плотности сведены в таблицу «Поправки к «видимой» плотности». Для получения относительной плотности ρ 20 4 при 20ºС анализируемой нефти (нефтепродукта) поправку вычитают из значений «видимой» плотности. Расхождение 0,0004 .
Плотность нефти (нефтепродукта ) с вязкостью при 50ºСболее 75 мм 2 /с и твердых нефтепродуктов при комнатной температуре определяют пикнометром с меткой . Сухой и чистый пикнометр наполняют примерно наполовину нефтью (нефтепродуктом) так, чтобы не замазать его стенки. При наполнении пикнометра очень вязким нефтепродуктом последний предварительно нагревают до 50…60ºС. После заполнения пикнометра примерно наполовину его нагревают в термостате до 80…100ºС (в зависимости от вязкости нефтепродукта) в течение 20…30мин для удаления пузырьков воздуха и затем охлаждают до 20ºС.
Если нефтепродукт при комнатной температуре находится в твердом состоянии (например, остаточный или окисленный битум), пикнометр заполняют примерно до половины мелкими кусочками нефтепродукта и затем термостатируют при температуре на 10ºС выше его температуры плавления, но не ниже 100ºС, для удаления воздуха и полного расплавления. Затем пикнометр охлаждают до 20ºС, вытирают и взвешивают с точностью до 0,0001г.
После этого пикнометр с нефтепродуктом заполняют дистиллированной водой и термостатируют при (20±0,1)ºС до тех пор, пока уровень воды не перестанет изменяться. Избыток воды отбирают пипеткой или фильтровальной бумагой и вытирают шейку пикнометра внутри. Уровень воды в пикнометре устанавливают по верхнему краю мениска. Пикнометр вынимают из термостата, тщательно вытирают снаружи и взвешивают с точностью до 0,0001г.
«Видимую » плотность ρ" анализируемой нефти (нефтепродукта) вычисляют по формуле:
ρ" = (m 3 – m 1) / ,
где m 4 – масса пикнометра с нефтепродуктом и водой, г; m 3 – масса пикнометра с нефтепродуктом, г; m 1 – масса пустого пикнометра, г; m - «водное число» пикнометра, г.
Полученное значение «видимой» плотности пересчитывают в относительную плотность ρ 20 4 при 20ºС. Расхождение между параллельными определениями плотности не должно превышать 0,0008 .
Результаты определения плотности искажаются при наличии в исходной пробе нефти (нефтепродукта) воды и механических примесей.
Определение плотности ареометром (нефтеденсиметром ):
Приборы, реактивы: ареометр; цилиндр стеклянный или металлический диаметром не менее 5см; керосин.
Ареометром определяют плотность нефтей, светлых и темных нефтепродуктов и масел, имеющих вязкость при 50ºС не более 200 мм 2 /с , а также более вязких нефтепродуктов, не выделяющих осадка при разбавлении. Определение плотности летучих нефтепродуктов (например, петролейного эфира, газового конденсата) ареометром не рекомендуется.
Ареометры подбирают таким образом, чтобы при погружении в анализируемые нефти (нефтепродукты) они не тонули и не всплывали бы выше той части, где нанесена градуировочная шкала плотности. Определение плотности ареометром основано на законе Архимеда.
Перед определением плотности анализируемую пробу нефти (нефтепродукта) выдерживают при температуре окружающей среды, с тем чтобы проба приняла эту температуру.
Плотность нефти (нефтепродукта) с вязкостью при 50ºС не более 200 мм 2 /с определяют ареометром следующим образом:
В чистый сухой стеклянный (или металлический) цилиндр диаметром не менее 5см, установленный на прочной подставке, осторожно по стенке или по стеклянной палочке наливают нефть (нефтепродукт) с таким расчетом, чтобы при погружении ареометра анализируемая проба не переливалась через края цилиндра. Затем чистый и сухой ареометр медленно и осторожно опускают в нефть (нефтепродукт), держа его за верхний конец. После того как ареометр установится и прекратятся его колебания, проводят отсчет значения плотности по верхнему краю мениска. При этом глаз исследователя должен находиться на уровне мениска. Одновременно определяют температуру нефти (нефтепродукта) по термометру ареометра или дополнительному термометру (ареометры бывают с термометром и без термометра).
Отсчет по шкале ареометра дает плотность нефти (нефтепродукта) при температуре анализа. Для приведения найденной плотности к относительной плотности ρ 20 4 при нормальной температуре (20ºС) пользуются формулой:
ρ t 4 = ρ 20 4 – γ (t-20),
где ρ t 4 – относительная плотность при температуре анализа; ρ 20 4 – относительная плотность при 20ºС; γ – средняя температурная поправка плотности на 1ºС (по таблице: «Средние температурные поправки плотности на 1ºС для нефтей и нефтепродуктов»); t – температура, при которой проводится анализ, ºС.
расхождение между параллельными определениями плотности не должно превышать 0,001…0,002 .
Для определения плотности высоковязких нефтей и нефтепродуктов, имеющих вязкость при при 50ºС более 200 мм 2 /с , их необходимо предварительно разбавить керосином. Вязкие нефти (нефтепродукты) разбавляют равным (точно) объемом керосина с известной плотностью. Если плотность керосина неизвестна, ее можно определить тем же ареометром.
Плотность анализируемой вязкой нефти (нефтепродукта) вычисляют по формуле:
ρ = 2ρ 1 – ρ 2 ,
где ρ 1 – плотность смеси; ρ 2 – плотность керосина.
В зависимости от типа ареометра расхождение между параллельными определениями плотности вязких нефтей и нефтепродуктов не должно превышать 0,004…0,008 .
Поскольку основу нефти составляют углеводороды, то ее плотность обычно меньше единицы. Плотности нефтепродуктов существенно зависят от фракционного состава и изменяются в следующих пределах:
Под плотностью обычно понимают массу вещества, заключенную в единице объема. Соответственно размерность этой величины - кг/м 3 или г/см 3 .
Для характеристики нефти, как правило, используют величины относительной плотности.
Относительная плотность () - это безразмерная величина, численно равная отношению массы нефтепродукта (m н t ) при температуре определения к массе дистиллированной воды при 4 0 С (m в t) , взятой в том же объеме:
t 4 = m н t / (m в t)
Поскольку плотность воды при 4 0 С равна единице, то численное значение абсолютной плотности и относительной совпадают.
Наряду с плотностью в нефтехимии существует понятие относительного удельного веса (). Относительным удельным весом () называется отношение веса нефтепродукта при температуре определения к весу дистиллированной воды при 4С в том же объеме.
Совершенно очевидно, что при одной и той же температуре плотность и удельный вес численно равны друг другу.
В соответствии с ГОСТом в нашей стране принято определять плотность и удельный вес при температурах 15 и 20 0 С.
Зависимость плотности нефтепродуктов от температуры имеет линейный характер. Зная плотность нефти при температуре t градусов, можно найти ее плотность при 20 0 С:
204 = t4 + t (t - 20)
где t - температурная поправка к плотности на 1 град, находится по таблицам или может быть вычислены по формуле:
t = (18,310 - 13,233204)10-4
В ряде случаев эту формулу приводят в несколько измененном виде и называют формулой Д.И. Менделеева:
t4 = 204 - t (t - 20)
Таким образом, плотность нефтей и нефтепродуктов уменьшается с ростом температуры.
Все нефтепродукты представляют собой смеси углеводородов. Среднюю плотность нефтепродукта определяют по правилу смешения и аддитивности:
1 V 1 + 2 V 2 + … + 3 V 3 m 1 + m 2 + … + m 3
V 1 + V 2 + … + V 3 m 1 / 1 + m 2 / 2 + … + m 3 / 3
Определение плотности проводят с помощью ареометров или нефтеденсиметров, а также гидростатических весов Мора-Вестфаля или пикнометрическим методом. Последний метод определения считается наиболее точным.
Плотность большинства нефтей меньше единицы и колеблется в диапазоне от 0.80 до 0.90. Высоковязкие смолистые нефти имеют плотность близкую к единице. На величину плотности нефти оказывает существенное влияние наличие в ней растворенных газов, количество смолистых веществ и фракционный состав. Плотность фракций нефтей плавно увеличивается по фракциям.
Для углеводородов средних фракций нефти с одинаковым числом углеродных атомов плотность возрастает в следующем ряду:
н.алканы н.алкены изоалканы изоалкены алкилциклопентаны алкилциклогексаны алкилбензолы алкилнафталины
Для бензиновых фракций плотность заметно увеличивается с увеличением количества бензола и его гомологов.
Для нефти и нефтепродуктов плотность является нормируемым показателем качества.
Молекулярный вес нефти и нефтепродуктов имеет лишь усредненное значение и зависит от состава и количественного соотношения компонентов смеси (М ср.) - усред. зн. ММ
Нетрудно определить, что первый представитель жидких углеводородов, входящих в состав нефти, - пентан, имеет молекулярную массу 72. У смолистых веществ она может достигать величины 1.5 - 2.0 тыс. у. е. Для большинства нефтей средняя молекулярная масса находится в пределах 250-300 у. е. По мере увеличения диапазона кипения нефтяных фракций молекулярная масса (М ср. ) плавно увеличивается от 90 (для фракции 50-100 0 С) до 480 (для 550-600 0 С).
Для упрощенных технологических расчетов существует формула Войнова:
М ср. = а + bt + ct 2 cр. (t ср. - средняя температура кипения)
В частности, для алканов эта формула имеет вид:
Мср. = 60 + 0.3 tср. + 0.001 t2cр.
За рубежом для характеристики молекулярной массы нефтей и нефтепродуктов нередко используют формулу Крега, в которой фигурирует значение плотности при 15 0 С:
Мср. = 44.2915/(1.03 - 15)
Для более точного определения среднего молекулярного веса нефтепродуктов пользуются экспериментальными данными, полученными криоскопическим и эбулеоскопическим методами.
Для технологических расчетов молекулярной массы используют специальные графики зависимости средней молекулярной массы от средней температуры кипения или плотности нефти.
Молекулярные веса отдельных нефтяных фракций обладают свойством аддитивности, поэтому, зная молекулярную массу отдельных компонентов и их содержание в смеси, можно рассчитать средний молекулярный вес нефтепродуктов:
М ср. = M 1 n 1 + M 2 n 2 + M 3 n 3 + …
температура нефть плотность молекулярный
Вязкость (или внутреннее трение) нефти и нефтепродуктов зависит от химического и фракционного состава. Различают динамическую (Ю) и кинематическую () вязкость (из физики = Ю /).
Динамическая вязкость (Ю) или внутреннее трение - это свойство реальных жидкостей оказывать сопротивление сдвигающим касательным усилиям. Это свойство проявляется при движении жидкостей. Единица измерения - н*с/м 2 .
Динамическую вязкость иногда характеризуют как сопротивление, которое оказывает жидкость при относительном перемещении двух слоев.
Кинематическая вязкость () - величина, равная отношению динамической вязкости (Ю) к ее плотности () при той же температуре, т.е. = Ю /
Кинематическая вязкость нефтей различных месторождений изменяется в широких пределах (от 2 до 300 сст - сантистокс при 20 0 С). Однако средняя вязкость большинства нефтей составляет величину от 40 до 60 сст.
Кинематическая вязкость является важнейшей характеристикой нефтяных смазочных масел, поскольку именно от величины вязкости зависит способность смазочного масла обеспечивать необходимый гидродинамический режим смазки. Неслучайно для смазочных масел, предназначенных для определенного вида машин и механизмов, величина вязкости (50 и 100 ) является главной нормирующей составляющей.
Определение кинематической вязкости проводят в стеклянных вискозиметрах, снабженных калиброванными капиллярами.
Для ряда нефтепродуктом нормированным параметром является так называемая условная вязкость, определяемая в металлических вискозиметрах.
Условной вязкостью называется отношение времени истечения из вискозиметра 200 мл нефтепродукта при температуре испытания ко времени истечения 200 мл дистиллированной воды при 20 0 С. Условная вязкость - величина относительная, безразмерная и выражается в условных градусах (0 ВУ).
Между величинами условной и кинематической вязкостью выведена эмпирическая зависимость:
для Ю от 1 до 120 сст t = (7.24 ВУ t - 6.25/ВУ t) или t = (7.31 ВУ t - 6.31/ВУ t)
для Ю > 120 сст t = 7.4 ВУ t .
Для нефтяных фракций по мере увеличения их молекулярного веса и температуры кипения вязкость значительно возрастает. Так, например, вязкость бензинов при 20 0 С приблизительно равна 0.6 сст, а вязкость остаточных масел 300-400 сст.
Следует помнить, что вязкость масел не обладает свойством аддитивности. Поэтому вязкость смеси масел нельзя определить расчетным путем как средневзвешенную величину. Для определения вязкости смесей пользуются специальными номограммами. По этим номограммам (кривым) можно установить в каких соотношениях следует смешать компоненты для получения масел с заданной вязкостью.
Значение вязкости сильно зависит от температуры. При низких температурах вязкость нефтепродуктов значительно повышается и наоборот. Поскольку многие масла и другие нефтепродукты эксплуатируются в широком диапазоне температур, то характер температурной кривой вязкости служит для них важной качественной характеристикой. Чем эта кривая (зависимость) более пологая, тем выше качество масла.
Зависимость вязкости от температуры описывается эмпирической формулой Вальтера:
lg = A - B lgT
где А и В- постоянные величины.
Для оценки вязкостно-температурных свойств нефтяных масел применяют следующие показатели:
отношение вязкости при 50 0 С к вязкости при 100 0 С (50 / 100 );
температурный коэффициент вязкости (ТКВ). Его определяют в диапазоне от 0 до 100 0 С и от 20 до 100 0 С по формулам:
ТКВ 0-100 =(0 - 100 )/ 50 и ТКВ 20-100 =1.25 ( 20 - 100 )/ 50
индекс вязкости - условный показатель, представляющий собой сравнительную характеристику испытуемого и эталонного масла. Обычно рассчитывается по специальным таблицам на основании значения кинематической вязкости при 50 и 100 0 С. В частности, его определяют как отношение значений кинематической вязкости нефтепродукта при 50 и 100 0 С, соответственно.
Одно из самых полезных ископаемых современности, «черное золото», «земляное масло» или просто нефть - играет на мировой финансовой арене одну из ключевых ролей. Цена на нефть определяет благосостояние не только отдельных людей, но целых государств.
Нефть была известна человечеству за несколько тысяч лет до рождества Христова. Ее использовали при строительстве легендарного города Вавилон. Древние египтяне мумифицировали с ее помощью своих умерших, а древние греки использовали нефть для создания зажигательных смесей в своих многочисленных войнах. В средние века человечество стало использовать продукты перегонки нефти в медицине и быту.
Слово «петролеум» (petroleum, англ.) образовано от словосочетания, которое дословно переводится как «каменное масло» (petrа - камень, oleum - масло). В немецком и многих других языках мира понятие, означающее «нефть» также дословно переводится как «горное (или каменное) масло», в том числе и в китайском языке. Кстати, именно жители Поднебесной в 347 году н.э. пробурили первую нефтяную скважину.
Ученые утверждают, что русское «нефть» произошло от ассирийского слова с глубокими арабскими корнями, означающего «то, что исторгнуто землей». Другие версии говорят о древнеиранском слове nаft - «влажное, жидкость».
Свойства нефти
Жидкая, маслянистая субстанция чисто черного цвета, а в некоторых случаях с коричневым или даже зеленым оттенком, нефть, имеет плотность от 0,65 до 1,05 г/см3. Показатель удельного веса относит вещество к той или иной категории, от легкой до тяжелой. Так, вещество, образованное из органических осадочных пород, с плотностью менее 0,83 г/см3 - легкая, а более 0,86 г/см3 - тяжелая.
| Плотность нефти (г/см3) | Удельный вес нефти (кг/м3) | Сколько кг нефти в 1 литре | Сколько литров в 1 барреле |
| 0,65 - 1,05 | 650 - 1050 | 0,650 - 1,050 | 158,99 |
Плотность нефти зависит не только от температуры и давления. Различный состав и количество органических соединений определяет разные пределы температур кипения и кристаллизации. Также рассматриваются такие характеристики как:
- содержание парафинов,
- вязкость нефти,
- содержание смолисто-асфальтеновых веществ,
- электрическая проводимость,
- температура вспышки и т. д.
- Многие думают, что органические вещества, из которых образовалась нефть - это останки доисторических динозавров. Это не так. На самом деле 90% из них - фитопланктон и еще 10% останки других морских прибрежных микроорганизмов древних времен.
- Нефть не залегает в подземных озерах или реках, а насыщает особые пористые горные породы-коллекторы. Именно они и образуют нефтяные месторождения.
- Нефть спасла китов от абсолютного истребления. До того, как продукт первой нефтеперегонки, керосин, стали применять для освещения, из китового жира изготавливали косметические средства, свечи и даже использовали как первое защитное покрытие для фотографий. Впоследствии спрос на жир кашалотов резко упал, а после и вовсе исчез из-за отсутствия экономической выгоды. Сегодня жир этих животных используют в крайне узкой сфере космических исследований, как смазочный материал, так как он не замерзает даже в условиях космического холода.
- Когда-то давно, на заре становления нефтеперерабатывающей отрасли, бензин был бесплатным. Главным ее производным был керосин, а бензин интересовал потребителей только как средство для выведения вшей и пятен с одежды. За ненадобностью его даже сливался в реки.
- Нефть одна из составляющих таких продуктов как жевательные резинки, губные помады, спортивное оборудование (мячи, ракетки, лыжи, покрытие газонов и пр.), приманки для рыбы и прочее оборудование для рыбалки.
- Используется при создании зубных протезов и зубной пасты, гитарных струн (нейлон), духов, антиперспирантов и даже контактных линз.
Владимир Хомутко
Время на чтение: 4 минуты
А А
Как определить абсолютную и относительную плотность нефти и нефтепродуктов?
– одна из важнейших характеристик нефти и нефтепродуктов, поэтому так важна точность её определения.
Различают два показателя этого параметра – абсолютный и относительный.
Абсолютной плотностью нефти и нефтепродуктов называют количество массы в единице объема. Она измеряется в граммах, килограммах и тоннах на кубический сантиметр или метр (г/см3, кг/м3). Определение этого показателя производят при 20-ти градусах Цельсия.
Относительная плотность представляет собой отношение плотности светлых нефтепродуктов или плотности нефти и темных нефтяных фракций, к значению этого параметра для дистиллированной воды при определенных температурах обеих жидкостей. Единицы измерения этот показатель не имеет. В нашей стране его определяют при 20-и градусах, а дистиллированной воды – при 4-х.
Этот показатель можно определить следующими методами:
- определение ареометром и денсиметром;
- пикнометрический метод;
- расчетный метод.
Измерение плотности нефтепродукта с помощью ареометра и денсиметра
Ареометры меряют как плотность нефти и нефтепродуктов, так и их температуру, а денсиметры – только плотность нефтепродуктов. Этот метод регламентируется ГОСТ-ом 3900 – 85 и заключается в том, что в исследуемый продукт погружают отградуированный ареометр, а затем производят отсчет показаний по шкале прибора при текущих условиях исследований. После этого полученный результат приводят к нормальному показателю при 20-ти градусах (для этого существует специальная таблица).
Эти измерительные средства имеют следующие пределы (г/см³):
- авиационные бензины – от 0,65 до 0,71;
- автомобильные бензины – от 0,71 до 0,77;
- керосин – от 0,77 до 0,83;
- дизтопливо и масла (индустриальные) – от 0,83 до 0,89;
- темные масла и нефтепродукты – от 0,89 до 0,95.
Процесс исследования происходит следующим образом:
| № | Полезная информация |
|---|---|
| 1 | стеклянный цилиндр устанавливается на ровную поверхность |
| 2 | затем в него наливают заранее взятую пробу исследуемого продукта таким образом, чтобы не образовались воздушные пузырьки, и не было потери объема от испарения |
| 3 | пузырьки, которые появляются на поверхности – убирают с помощью фильтровальной бумаги |
| 4 | замеряют температуру пробы перед замером и после него, используя тот же ареометр, или, в случае применения денсиметра, отдельным прибором (температура пробы должна быть постоянной с отклонениями не более 0,2 градуса) |
| 5 | осторожно опускают в сосуд сухой и чистый прибор, держа его за верхний конец |
| 6 | когда колебания измерителя прекратятся, считывают показания с верхнего или нижнего мениска (в зависимости от калибровки) |
| 7 | полученный результат является плотностью нефти или нефтепродукта при текущих условиях |
| 8 | температура проведения испытания округляется до ближайшей, которая есть в таблице |
| 9 | по той же таблице, используя полученные результаты, определяют показатель этого параметра нефтепродукта при 20° Цельсия |
Суть метода в том, что в пикнометр, представляющий собой отградуированный сосуд, наливают пробу испытываемого продукта, затем нагревают (или охлаждают) его до 20° и проводят взвешивание на специальных весах, погрешность которых не больше, чем 0,0002 грамма. Полученный результат является относительным показателем.
Такой расчет основан на зависимости этого параметра от температуры нефтепродукта.
Последовательность расчетов:
- из паспорта исследуемого продукта берут показатель его плотности при 20°;
- замеряют среднюю температуру испытуемого продукта;
- вычисляют разницу между полученным результатом и 20°, округляя её до целого;
- в специальной таблице находят поправку на один градус отклонения, которая соответствует паспортному значению параметра при плюс 20°;
- полученная определяющая поправка умножается на разницу температур;
- полученный результат прибавляют к паспортному, если температура проведения исследования ниже 20°, или вычитают из него, если Т > 20-ти.
0,650…0,659 – 0,000962; 0,660…0,669 – 0,000949; 0,670…0,679 – 0,000936;
0,680…0,689 – 0,000925; 0,6900…0,6999 – 0,000910; 0,7000…0,7099 – 0,000897;
0,7100…0,7199 – 0,000884; 0,7200…0,7299 – 0,000870;0,7300…0,7399 – 0,000857;
0,7400…0,7499 – 0,000844; 0,7500…0,7599 – 0,000831; 0,7600…0,7699 – 0,000818;
0,7700…0,7799 – 0,000805; 0,7800…0,7899 – 0,000792; 0,7900…0,7999 – 0,000778;
0,8000…0,8099 – 0,000765; 0,8100…0,8199 – 0,000752; 0,8200…0,8299 – 0,000738;
0,8300…0,8399 – 0,000725; 0,8400…0,8499 – 0,000712; 0,8500…0,8599 – 0,000699;
0,8600…0,8699 – 0,000686; 0,8700…0,8799 – 0,000673; 0,8800…0,8899 – 0,000660;
0,8900…0,8999 – 0,000647; 0,9000…0,9099 – 0,000633; 0,9100…0,9199 – 0,000620;
0,9200…0,9299 – 0,000607; 0,9300…0,9399 – 0,000594; 0,9400…0,9499 – 0,000581;
0,9500…0,9599 – 0,000567; 0,9600…0,9699 – 0,000554; 0,9700…0,9799 – 0,000541;
0,9800…0,9899 – 0,000528; 0,9900…1,000 – 0,000515.
Для лучшего понимания этой методики рассмотрим пример.
Предположим, что паспортное значение равняется 0,7960 г/см³, а исследуемый продукт нагрет до плюс 25°. Разность составляет 25 – 20 = 5°. В указанных выше значениях находим количественное значение поправки. Для диапазона от 0,7900 до 0,7999 она равна 0,000778. Умножаем её на разницу и получаем 0,000778 х 5 = 0,00389 г/см³. Округляем до четырех знаков после запятой, получаем 0,0039. Поскольку 25 больше 20-ти, полученное значение необходимо отнять от паспортного. Искомый результат составит 0,7960 – 0,0039 = 0,7921 г/см³.
