Определение плотности нефти и нефтепродуктов

Пикнометрическим способом

 

Цель работы: определить влияние температуры на плотность керосина

 

 

Пикнометр с притертой пробкой (1) и меткой (2).

 

Ход работы

1. Пикнометр тщательно моем хромовой смесью, спиртом, дистиллированной водой и высушиваем.

2.Взвешиваем пикнометр на аналитических весах с точностью до 0,0002г (m₁).

3. Заполняем пикнометр охлажденной до 20⁰С дистиллированной водой и выдерживаем его при температуре 20⁰С 30 минут.

4.Доводими уровень воды в пикнометре до метки, протираем его снаружи и взвешиваем с точностью до 0,0002г (m₂).

5. Определяем водное число пикнометра (m).

6. Пикнометр тщательно моем хромовой смесью, спиртом, дистиллированной водой и высушиваем.

7. Сухой, чистый пикнометр заполняем керосином (с некоторым избытком) и выдерживаем при температуре 20⁰С до тех пор пока мениск не перестанет изменяться.

8. Доводим уровень керосина в пикнометре до метки по верхнему мениску.

9.Тщательно протертый пикнометр взвешиваем с точностью до 0,0002г (m₃).

 

m1 масса пустого пикнометра, г	m2 масса пикнометра с водой, г	m=m2-m1 водное число	m3 масса пикнометра с керосином, г

 

10. Вычисляем видимую» плотность.

11. Рассчитываем плотность при 20⁰С.

12.Помещаем пикнометр с керосином в термостат и выдерживаем 30 минут при температуре 35⁰С.

13. Вычисляем «видимую» плотность и рассчитываем плотность при 35⁰С.

 

плотность	Температура испытания
20^0С	35^0С
«видимая»
истинная

 

Вывод: При повышении температуры керосина его плотность уменьшается.

 

ПРИЛОЖЕНИЕ 2

Таблица для пересчета в и наоборот

Плотность или	Поправка, которую нужно · вычесть при пересчете на · прибавить при пересчете на	Плотность или	Поправка, которую нужно · вычесть при пересчете на · прибавить при пересчете на
0,700	- 0,710	0,0051	0,830	- 0,840	0,0044
0,710	- 0,720	0,0050	0,840	- 0,850	0,0043
0,720	- 0,730	0,0050	0,850	- 0,860	0,0042
0,730	- 0,740	0,0049	0,860	- 0,870	0,0042
0,740	- 0,750	0,0049	0,870	- 0,880	0,0041
0,750	- 0,760	0,0048	0,880	- 0,890	0,0041
0,760	- 0,770	0,0048	0,890	- 0,900	0,0040
0,770	- 0,780	0,0047	0,900	- 0,910	0,0040
0,780	- 0,790	0,0046	0,910	- 0,920	0,0039
0,790	- 0,800	0,0046	0,920	- 0,930	0,0038
0,800	- 0,810	0,0045	0,930	- 0,940	0,0038
0,810	- 0,820	0,0045	0,940	- 0,950	0,0037
0,820	- 0,830	0,0044

 

ПРИЛОЖЕНИЕ 3

Средняя температурная поправка (а) для подсчета плотности жидких нефтепродуктов к формуле Д.И.Менделеева

 

	а		а
0,7000-0,7099	0,000897	0,8500-0,8599	0,000699
0,7100-0,7199	0,000884	0,8600-0,8699	0,000686
0,7200-0,7299	0,000870	0,8700-0,8799	0,000673
0,7300-0,7399	0,000857	0,8800-0,8899	0,000660
0,7400-0,7499	0,000844	0,8900-0,8999	0,000647
0,7500-0,7599	0,000831	0,9000-0,9099	0,000633
0,7600-0,7699	0,000818	0,9100-0,9199	0,000620
0,7700-0,7799	0,000805	0,9200-0,9299	0,000607
0,7800-0,7899	0,000792	0,9300-0,9399	0,000594
0,7900-0,7999	0,000778	0,9400-0,9499	0,000581
0,8000-0,8099	0,000765	0,9500-0,9599	0,000567
0,8100-0,8199	0,000752	0,9600-0,9699	0,000554
0,8200-0,8299	0,000738	0,9700-0,9799	0,000541
0,8300-0,8399	0,000725	0,9800-0,9899	0,000522
0,8400-0,8499	0,000712	0,9900-1,0000	0,000515

ПРИЛОЖЕНИЕ 4

 

Согласно ГОСТ Р 51858 – 2002 нефти по степени подготовки

подразделяются на группы

 

Наименование показателя	Норма для нефти группы
.Массовая доля воды, %, не более	0,5	0,5	1,0
Концентрация хлористых солей, мг/дм^3, не более
Массовая доля механиче­ских примесей, %, не более	0,05	0,05	0,05
Давление насыщенных паров, кПа, не более	66,7	66,7	66,7
Содержание хлорорганических соединений, млн.^-1 (ррт)	Не нормируется. Определение обязательно.

 

ПРИЛОЖЕНИЕ 5

Основные формулы для расчета физических свойств

нефти и нефтяных фракций

Формула Д.И.Менделеева

= + α(20 - t)

α - средняя температурная поправка к плотности при изменении температуры на 1⁰С.

 

Плотность смеси жидких фракций

m_1,m₂, m_n- массы компонентов смеси, кг;

V_1, V_2, V_n - объемы компонентов смеси, м³.

 

Формула Б.М.Воинова с учетом характеризующего фактора (К)

М=(7К-21,5)+(0,76-0,04К)t_ср+(0,0003К-0,00245)

Преимущественное содержание углеводородов в нефтяной фракции	Характеризующий фактор
Парафиновые	12,5-13,0
Нафтеноароматические	10,0-11,0
Ароматические	10,0

 

для парафиновых углеводородов формула Б.М.Воинова

М=60+0,3t_ср +0,001

t_ср- средняя температура кипения фракции, рассчитываемая как среднеарифметическое между температурой начала и температурой конца кипения данной фракции, ⁰С.

 

Молекулярная масса смеси нескольких компонентов

M_1,2...i – молекулярная масса компонента

m_1,2...i – масса компонента, кг

– мольная доля i –го компонента

 

Формула Крэга для определения молекулярной массы нефтяных фракций

 

 

ПРИЛОЖЕНИЕ 6

 

	Моторные масла
	Образец 1	Образец 2
Молекулярная масса
Относительная плотность при температуре 20^0С	0,845	0,874
Температура вспышки в открытом тигле, ^0С
Индекс вязкости
Температура застывания, ^0С	-30	-40

 

ПРИЛОЖЕНИЕ 7

Номограмма Г.В. Виноградова для приведения плотности

испытуемого нефтепро­дукта к нормальной температуре

 

ПРИЛОЖЕНИЕ 8

Номограмма для определения вязкости смазочных масел

В зависимости от температуры

 

ПРИЛОЖЕНИЕ 9

 

	ГОСТ 2084-77	ТУ 38.401-58-144-95	ТУ 38.401-58-99-94
	АИ-91	АИ-92	Евро-Супер-95
Фракционный состав:
Температура начала перегонки бензина, ^0С, не ниже летнего зимнего	не нормируется	не нормируется	не нормируется
10% бензина перегоняется при температуре,^0С, не выше летнего зимнего
50% бензина перегоняется при температуре,^0С, не выше летнего зимнего
90% бензина перегоняется при температуре,^0С, не выше летнего зимнего
конец кипения бензина,^0С, не выше летнего зимнего
Остаток в колбе, %, не более	1,5	1,5	1,5
Остаток и потери, %, не более	4,0	4,0	4,0

Содержание

 

Правила техники безопасности при работе в лаборатории химии нефти и газа
1.Определение физико-химических констант нефти и нефтепродуктов
1.1.Определение плотности нефти и нефтепродуктов
1.1.1.Пикнометрический способ определения плотности
1.1.2. Ареометрический способ определения плотности
1.2.Определение низкотемпературных свойств нефти и нефтепродуктов
1.2.1.Определение температуры застывания
1.3.Определение вязкости нефтепродуктов
1.3.1.Определение кинематической вязкости
1.4.Определение показателя преломления
2.Физико-химические методы исследования углеводородных систем
2.1.Анализ качества подготовки товарной нефти, нефтепродуктов
2.1.1.Определение содержания хлористых солей в нефти
2.1.2.Определение содержания воды в нефти и нефтепродуктах
2.1.2.1.Качественное испытание на воду (Проба Клиффорда)
2.1.2.2.Количественный метод определения содержания воды (Способ Дина и Старка)
2.1.3.Определение фракционного состава нефтепродуктов при атмосферном давлении
Приложение 1
Приложение 2
Приложение 3
Приложение 4
Приложение 5
Приложение 6
Приложение 7
Приложение 8
Приложение 9
Содержание