Методы анализа жидких продуктов переработки горючих ископаемых

1. Определение плотности

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

Абсолютной плотностью считается масса вещества, заключенная в единице объема. Плотность имеет размерность кг/м³. Абсолютная плотность обозначается .

В практике нефтепереработки принято использовать безразмерную величину относительной плотности нефти (нефтепродукта), которая равна отношению плотности нефти (нефтепродукта) при 20 ^ОС к плотности воды при 4 ^ОС. Относительная плотность обозначается .

В некоторых зарубежных странах за стандартную принята температура нефти (нефтепродукта) и воды, равная 15,5^ОС. В этом случае относительная плотность обозначается .

Взаимный пересчет значений плотности и производится по формуле:

= + 5γ (1.1.)

где  - средняя температурная поправка плотности.

Плотность нефти и нефтепродуктов уменьшается с увеличением температуры. Эта зависимость имеет линейный характер и хорошо описывается формулой Менделеева:

= -  (t - 20) (1.2.)

где - относительная плотность нефти (нефтепродуктов) при температуре испытания t, ^ОС.

 - средняя температурная поправка плотности (табл. 1.1.);

t - температура испытания, ^ОС.

В зависимости от требуемой точности плотность нефти и нефтепродуктов определяется ареометром (точность до 0,001), гидростатическими весами Вестфаля (точность до 0,0005) и пикнометром (точность до 0,00005).

Таблица 1.1

Средние температурные поправки  плотности на 1^ОС для нефти и нефтепродуктов.

Плотность	Поправка 	Плотность	Поправка 
0,6900-0,6999	0,000910	0,8500-0,8599	0,000699
0,7000-0,7099	0,000897	0,8600-0,8699	0,000686
0,7100-0,7199	0,000884	0,8700-0,8799	0,000673
0,7200-0,7299	0,000870	0,8800-0,8899	0,000660
0,7300-0,7399	0,000857	0,8900-0,8999	0,000647
0,7400-0,7499	0,000844	0,9000-0,9099	0,000633
0,7500-0,7599	0,000831	0,9100-0,9199	0,000620
0,7600-0,7699	0,000818	0,9200-0,9299	0,000607
0,7700-0,7799	0,000805	0,9300-0,9399	0,000594
0,7800-0,7899	0,000792	0,9400-0,9499	0,000581
0,7900-0,7999	0,000778	0,9500-0,9599	0,000567
0,8000-0,8099	0,000765	0,9600-0,9699	0,000554
0,8100-0,8199	0,000752	0,9700-0,9799	0,000541
0,8200-0,8299	0,000738	0,9800-0,9899	0,000528
0,8300-0,8399	0,000725	0,9900-1,0000	0,000515
0,8400-0,8499	0,000712

1.1. Определение плотности ареометром (нефтеденсиметром)

Данный способ основан на законе Архимеда, согласно которому тело, погруженное в жидкость, теряет в весе столько, сколько весит вытесненный им объем жидкости.

По устройству ареометры могут быть двух типов - с постоянным весом и с постоянным объемом. Наибольшее распространение в нефтяных лабораториях получили ареометры первого типа.

А реометр (с постоянным весом) представляет собой стеклянный цилиндрический сосуд, снабженный снизу балластом в виде мелких металлических шариков (рис.1.1). Градуировку ареометров производят через 0,0005 в известном интервале и относят к плотности воды при 4°С. Таким образом, по показаниям ареометра непосредственно определяют относительную плотность .

Рис.1.1 Общий вид ареометра с постоянным весом.

Проведение испытания. В чистый достаточно широкий стеклянный цилиндр наливают испытуемый продукт, температура которого не должна отклоняться более чем на ±5°С от температуры окружающей среды. Чистый и сухой ареометр медленно и осторожно опускают в нефтепродукт, держа его за верхний конец. После того как ареометр уравновесится, т.е. прекратятся его колебания, производят отсчет до верхнему краю мениска. Одновременно замеряют температуру испытуемого продукта (не касаясь термометром стенок и дна цилиндра) Если температура отличается от 20°С, то относительную плотность рассчитывают с применением формулы (1.2).

При определении плотности вязких нефтепродуктов их разбавляют точно равным объемом керосина известной плотности. Плотность продукта вычисляют по формуле: _пр= 2 ₁ - , (1.3)

где ₁ - плотность смеси;

₂ - плотность керосина;

1.2. Определение плотности гидростатическими весами Вестфаля-Мора

Весы Вестфаля-Мора, в основу конструкции которых положен закон Архимеда, представляют разновидность ареометров с постоянным объемом (рис1.2).

1-коромысло, 2-вилка, 3-колонка, 4-прижимной винт, 5-установочный винт, 6-противовес, 7-серьга, 8-поплавок, 9-термометр, 10-стакан

Рис. 1.2. Весы Вестфаля-Мора

Весы состоят из не равноплечевого коромысла I, опирающегося призмой на подушку, заделанную в вилке 2 раздвижной колонки 3, скрепляемой прижимным винтом 4 и снабженной установочным винтом 5. На одном плече коромысла жестко укреплен постоянный противовес 6, а на другом при помощи серьги 7 к грузоподъемной призме подвешен на тонкой металлической проволоке поплавок 8 с впаянным в него термометром 9. Плечо коромысла разделено на 10 равных частей углубленными нарезами, на которые навешивают специальные гири-рейтеры. К весам прилагается стеклянный стакан 10 для испытуемого нефтепродукта.

Весы Вестфаля-Мора градуируются по плотности воды (при температуре воды t_в = 20°С). Результатом определения при температуре испытуемого продукта t_пр = t является так называемая "видимая" плотность .

Для пересчета "видимой" плотности на действительную ( ) необходимо ввести в значение "видимой" плотности поправку на плотность воздуха (так как взвешивание проводилось на воздухе, а не в вакууме), а также произвести пересчет полученного значения плотности на .

Пересчет на производится по формуле:

= (0,99823 - 0.0012) + 0.0012 (1.4)

где 0,99823 - плотность воды при 20°С и 0,1 МПа (760 мм рт.ст.);

0,0012 -- плотность воздуха при 20°С и 0,1 МПа (760 мм рт.ст.).

Пересчет на - производится по формуле (1.2).

Проведение испытания. В стеклянный стакан наливают испытуемый продукт до тех пор, пока в него не погрузится поплавок и около 15 мм проволоки, на которой он подвешен. При этом равновесие весов нарушается и плечо с поплавком поднимается. На коромысло постепенно навешивают гири, начиная с самой большой, до установления равновесия. По достижении равновесия записывают температуру испытуемого продукта (по термометру, впаянному в поплавок, либо по дополнительному термометру) и "видимую" плотность, начиная запись с самой крупной гири. Например, по достижении равновесия оказалось, что первая гиря висит на восьмом делении, вторая на седьмом, третья на шестом и четвертая - на пятом. В этом случае "видимая" плотность испытуемого продукта при температуре испытания равна 0,8765. Видимую плотность пересчитывают на действительную по формулам 1.2 и 1.4.

1.3. Определение плотности пикнометром

Пикнометрический метод является одним из самых точных способов определения плотности нефтепродуктов. Преимуществом метода является возможность определения плотности в случае малых, по сравнению с другими методами, количеств испытуемого продукта (1-20 мл).

П икнометрический метод основан на сравнении массы нефтепродукта, взятого в определенном объеме, с массой дистиллированной воды, взятой в том же объеме и при той же температуре. С помощью пикнометра можно определять плотности любых нефтепродуктов, начиная от легких бензинов и кончая твердыми битумами. Единственным недостатком пикнометрического метода является значительная продолжительность определения.

а) б) в)

Рис. 1.3. Типы пикнометров

Типы наиболее распространенных пикнометров, применяемых в нефтяных лабораториях, представлены на рис .1.3.

Проведение испытания. Пикнометрические определения проводятся при температуре 20°С, достигаемой с помощью термостатированной водяной бани или термостата.

Прежде всего устанавливается "водное число" пикнометра - масса воды в объеме пикнометра при 20°С. Для этого чистый пикнометр взвешивают на аналитических весах с точностью до 0,0002 г и заполняют дистиллированной водой (при температуре 18-20°С) чуть выше метки (для пикнометров типа а и в). Затем пикнометр выдерживают в бане или термостате при 20°С в течение 30 мин. Когда уровень воды в шейке пикнометра перестанет изменяться, избыток воды отбирают пипеткой или фильтровальной бумагой. Пикнометры типа б (рис.1.3) заполняют дистиллированной водой до средины горловины, закрывают пробкой, избыток нефтепродукта вытекает по капилляру, его удаляют фильтровальной бумагой и пикнометр тоже выдерживают в бане или термостате при 20°С в течение 30 мин.. Затем пикнометры снова взвешивают на аналитических весах с точностью до 0,0002 г. Водное число (m) вычисляют по формуле:

m = m₂ - m₁ (1.5)

где m₁- масса пустого пикнометра, г;

m₂- масса пикнометра с водой, г.

Для измерения плотности нефтепродукта повторяют те же операции, что и при определении водного числа, но на этот раз заполняют пикнометр испытуемым нефтепродуктом. "Видимую" плотность нефтепродукта вычисляют по формуле:

= (1.6)

где m₃ - масса пикнометра с нефтепродуктом, г;

m₁ - масса пустого пикнометра, г;

m - "водное число" пикнометра, г.

"Видимую" плотность испытуемого нефтепродукта, определенную пикнометром, пересчитывают в действительную плотность по формулам (1.2 и 1.4).

Плотность нефти (нефтепродукта) с вязкостью при 50^оС более 75 мм²/с и нефтепродуктов твердых при комнатной температуре с меткой. Сухой и чистый пикнометр наполняют примерно на половину нефтью (нефтепродуктом) так, чтобы не замазать его стенки. При наполнении пикнометра очень вязким нефтепродуктом последний предварительно нагревают до 50-60^оС. После заполнения пикнометра примерно на половину его нагревают в термостате до 80-100 ^оС (в зависимости от вязкости нефтепродукта) в течении 20-30 мин для удаления пузырьков воздуха и затем охлаждают до 20 ^оС.

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 10 ^оС выше его температуры плавления, но не ниже 100^оС, для удаления воздуха и полного расплавления. Затем пикнометр охлаждают до 20^оС, вытирают и взвешивают с точностью до 0,0002 г.

После этого пикнометр с нефтепродуктом заполняют дистиллированной водой и термостатируют при 20 ± 0,1^оС 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 термоста-та, тщательно вытирают снаружи и взвешивают с точностью до 0,0002 г.

"Видимую" плотность анализируемой нефти (нефтепродукта) вычисляют по формуле:

p` = (m₃ - m₁)/[m - (m₄ - m₃)] (1.7)

где m₄ - масса пикнометра с нефтепродуктом и водой, г;

m₃ - масса пикнометра с нефтепродуктом, г;

m₁ - масса пустого пикнометра, г;

m - водное число пикнометра, г.

Полученное значение "видимой" плотности пересчитывают в плотность . Расхождение между параллельными определениями плотности не должно превышать 0,0008.

Следует иметь в виду, что результаты определения плотности искажаются при наличии в исходной пробе нефти (нефтепродукта) воды и механических примесей.