чем определяют плотность нефти

Чем определяют плотность нефти

Об актуальных изменениях в КС узнаете, став участником программы, разработанной совместно с АО «Сбербанк-АСТ». Слушателям, успешно освоившим программу выдаются удостоверения установленного образца.

Программа разработана совместно с АО «Сбербанк-АСТ». Слушателям, успешно освоившим программу, выдаются удостоверения установленного образца.

Обзор документа

Приказ Министерства энергетики РФ от 15 августа 2014 г. № 528 “Об утверждении Порядка определения плотности нефти”

В соответствии с пунктом 2 постановления Правительства Российской Федерации от 16 мая 2014 г. № 451 «Об утверждении Правил учета нефти» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2014, № 21, ст. 2704) приказываю:

Утвердить прилагаемый Порядок определения плотности нефти.

Зарегистрировано в Минюсте РФ 4 сентября 2014 г.

Порядок определения плотности нефти

1. Определение плотности нефти осуществляется измерением плотности нефти либо расчетом плотности нефти по результатам измерений показателей нефтегазоводяной смеси.

2. Измерение плотности осуществляется с использованием средств измерения в потоке нефти либо по отобранной пробе в соответствии с законодательством Российской Федерации о техническом регулировании.

3. Расчет плотности нефти по результатам измерений показателей нефтегазоводяной смеси осуществляется в следующем порядке:

3.1. С пробой нефтегазоводяной смеси, отобранной в соответствии с законодательством Российской Федерации о техническом регулировании, проводятся операции по разделению нефти и воды, результатом которых является получение пробы нефти.

3.2. Проводятся измерения плотности отделенной нефти с использованием средств измерения в соответствии с законодательством Российской Федерации о техническом регулировании.

3.3. Определяется плотность нефти в соответствии с законодательством Российской Федерации о техническом регулировании.

4. При содержании воды в полученной пробе нефти более 1 процента плотность нефти (*) вычисляется по формуле:

Обзор документа

Утвержден Порядок определения плотности нефти в целях НДПИ.

Плотность определяется путем измерения либо путем расчета по результатам измерений показателей нефтегазоводяной смеси.

В первом случае измерение проводится с использованием средств измерения в потоке нефти либо по отобранной пробе.

Во втором случае расчет проводится в следующем порядке. С пробой нефтегазоводяной смеси проводятся операции по разделению нефти и воды, результатом которых является получение пробы нефти. Проводятся измерения плотности отделенной нефти с использованием средств измерения. Определяется плотность нефти.

Приведена формула расчета плотности нефти для случаев, когда в полученной пробе нефти содержание воды превышает 1%.

Источник

ГОСТ 8.610-2004. ПЛОТНОСТЬ НЕФТИ (Таблицы перерасчета) Государственные стандарты, стандарты отраслей не являются объектом авторского права (р.1,ст.6,п.4 «Закона о стандартизации N 5154-1»).

Задачи, основные принципы и правила проведения работ по государственной стандартизации в Российской Федерации установлены ГОСТ Р 1.0-92 «Государственная система стандартизации Российской Федерации. Основные положения» и ГОСТ Р 1.2-92 «Государственная система стандартизации Российской Федерации. Порядок разработки государственных стандартов»

Сведения о стандарте

1 РАЗРАБОТАН Государственным научным метрологическим центром Федеральным государственным унитарным предприятием Всероссийским научно-исследовательским институтом метрологии им.Д.И.Менделеева (ГНМЦ ФГУП ВНИИМ им.Д.И.Менделеева), Закрытым акционерным обществом «Каспийский трубопроводный консорциум-Р», Открытым акционерным обществом «Инфракрасные микроволновые системы», Обществом с ограниченной ответственностью «Технологические системы»

2 ВНЕСЕН Управлением метрологии и надзора Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 28 декабря 2004 г. N 130-ст

6 ПЕРЕИЗДАНИЕ. Январь 2006 г.

1 Область применения

Таблицы предназначены для приведения плотности нефти к задаваемым температуре, в частности к температуре 15° и 20°С, и давлению.

Таблицы следует использовать при учетно-расчетных товарно-коммерческих операциях с нефтью, подготовленной к транспортированию по магистральным нефтепроводам, наливным транспортом для переработки и (или) поставки на экспорт.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 28947-91 (ИСО 1768-75) Ареометры стеклянные. Стандартное значение коэффициента объемного термического расширения (для использования при подготовке поправочных таблиц для жидкостей)

ГОСТ Р 8.599-2003 Государственная система обеспечения единства измерений. Плотность и объем нефти. Таблицы коэффициентов пересчета плотности и массы

3 Обозначения

В настоящем стандарте использованы следующие обозначения:

— показание ареометра при температуре , кг/м ;

— коэффициент объемного расширения нефти при температуре 15°С, °С ;

— коэффициент объемного расширения нефти при температуре , °С ;

— коэффициент сжимаемости нефти при температуре , МПа ;

4 Методы расчета значений плотности нефти

4.1 Значение плотности нефти выражают через значение плотности при температуре 15°С при избыточном давлении, равном нулю, формулой

— поправочный коэффициент, рассчитываемый по формуле

4.2 Значение плотности нефти, приведенное к температуре 20°С, вычисляют по формуле

4.6 При измерениях плотности ареометром показания ареометра корректируют путем введения коэффициента температурного расширения стекла, из которого изготовлен ареометр:

где по ГОСТ 28947 1)

(если ареометр градуирован при температуре 20°С); (10)

(если ареометр градуирован при температуре 20°С). (11)

________________
В таблицах Американского нефтяного института API [2] зависимость расширения стекла ареометра от температуры представлена в виде

При введении в формулу (1) подставляют значение плотности, пересчитанное из показаний ареометра с учетом формулы (10) или (11):

4.7 Приведенные методы расчета соответствуют [2].

5 Таблицы пересчета значений плотности нефти

5.1 Таблицы пересчета значений плотности нефти, приведенные в [1], приложение В, следующие:

5.2 Таблицы предназначены для обработки данных при измерениях плотности нефти ареометром или плотномером, приведении плотности к стандартным условиям по ГОСТ Р 8.599, а также к условиям (температура, давление), задаваемым пользователем.

5.3 Диапазоны значений величин в таблицах В.1-В.10 [1]:

Дискретность значений величин в таблицах:

5.4 Программа, по которой проведен расчет таблиц, аттестована ГНМЦ ФГУП ВНИИМ им.Д.И.Менделеева в соответствии с [3].

5.6 Таблицы пересчета значений плотности нефти от температуры 20°С к температуре 15°С приведены в ГОСТ Р 8.599.

5.7 Примеры применения таблиц приведены в приложении А.

Приложение А (справочное). Примеры применения таблиц пересчета значений плотности нефти

А.1 Значения коэффициентов объемного расширения и коэффициентов сжимаемости нефти определяют из таблиц В.1 и В.2 [1]. По значениям плотности и температуры, которые попадают в соответствующие диапазоны (в настоящем стандарте выделены полужирными линиями), определяют значения коэффициентов объемного расширения и сжимаемости.

А.2 Пересчет плотности нефти в зависимости от температуры при различных методах испытаний осуществляют с помощью таблиц В.3-В.10 [1].

Для пересчета плотности нефти выполняют следующие общие процедуры:

Шаг 1. Округляют значение температуры до большего значения, кратного 0,2°С, указанного в графе «, °C».

Шаг 3. Рассчитывают разность между округленным и измеренным (известным) значениями плотности.

Шаг 4. По таблицам В.3-В.10 [1] находят искомое значение плотности нефти при температуре 20°С, соответствующее округленным значениям температуры и плотности.

Шаг 5. В случае, если значение температуры округлено до большего значения, из значения плотности, полученного из таблицы, вычитают 0,1 кг/м (для таблиц В.3-В.6 и В.9-В.10 [1]) или к нему прибавляют 0,1 кг/м (для таблиц В.7-В.8 [1]).

Шаг 6. В зависимости от того, насколько округлено значение плотности в большую или меньшую сторону, настолько соответственно уменьшают или увеличивают значение плотности.

Если исходное округление значения плотности до ближайшего целого значения (по шагу 2) проведено в большую сторону, то на это же значение уменьшают значение расчетной плотности.

Если исходное округление значения плотности до ближайшего целого значения (по шагу 2) проведено в меньшую сторону, то на это же значение увеличивают значение расчетной плотности.

Процедура получения значения плотности при температуре 20°С следующая:

Шаг 1. Округляют значение температуры до значения, кратного 0,2, в большую сторону: 27,6°С.

Шаг 3. Рассчитывают разность между округленным и измеренным значениями показаний ареометра:

Процедура получения значения плотности при температуре 15°С следующая:

Шаг 2. Рассчитывают разность между округленным и измеренным значениями показаний ареометра:

Процедура получения значения плотности при температуре 20°С следующая:

Шаг 1. Округляют значение температуры до значения, кратного 0,2, в большую сторону: 38,0°С.

Шаг 3. Рассчитывают разность между округленным и измеренным значениями показаний ареометра:

Процедура получения значения плотности при температуре 15°C следующая:

Шаг 2. Рассчитывают разность между округленным и измеренным значениями показаний ареометра:

Процедура получения значения плотности следующая:

Шаг 2. Рассчитывают разность между округленным и известным значениями плотности:

Процедура получения значения плотности следующая:

Шаг 1. Округляют значение температуры до значения, кратного 0,2°С: 22,8°С.

Шаг 3. Рассчитывают разность между округленным и известным значениями плотности:

Процедура получения значения плотности следующая:

Шаг 2. Рассчитывают разность между округленным и измеренным значениями плотности:

Определяют значение плотности при стандартных условиях (температура 15°С, избыточное давление равно нулю).

Процедура получения значения плотности следующая:

Шаг 1. Округляют значение температуры нефти до значения, кратного 0,2°С: 37,4°С.

Шаг 3. Рассчитывают разность между округленным и измеренным значениями плотности:

Шаг 1. Определяют для нефти, имеющей плотность 818,9 кг/м при температуре 18,4°С, значения коэффициентов объемного расширения и сжимаемости.

Шаг 2. Подставляют в формулу (12) исходные значения температуры и избыточного давления, а также найденные по таблицам значения коэффициентов объемного расширения и сжимаемости и находят

Шаг 1. Определяют для нефти, имеющей плотность 832,7 кг/м при температуре 21,1°С, значения коэффициентов объемного расширения и сжимаемости.

Шаг 2. Подставляют в формулу (12) исходные значения температуры и избыточного давления, а также найденные по таблицам значения коэффициентов объемного расширения и сжимаемости и находят

Библиография

[1] МИ 2880-2004 Государственная система обеспечения единства измерений. Плотность нефти при учетно-расчетных операциях. Программа и таблицы приведения плотности нефти к заданной температуре и давлению

[2] ASTM D 1250-2004 Стандартное руководство по расчетным таблицам нефти и нефтепродуктов

[3] МИ 2174-91 Государственная система обеспечения единства измерений. Аттестация алгоритмов и программ обработки данных при измерениях. Основные положения

Источник

Методическая разработку на тему «Определение плотности нефтей и нефтепродуктов»

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПЛОТНОСТИ НЕФТЕЙ И НЕФТЕПРОДУТОВ АРЕОМЕТРОМ (НЕФТЕДЕНСИМЕТРОМ)

Плотность однородных тел одинакова по всему объему и измеряется отношением массы вещества к его объему:

Таблица 1 «Среднее температурные поправки плотности для жидких веществ»

Средняя температурная поправка на 1ᵒС

Средняя температурная поправка на 1ᵒС

Плотность характеризует идентичность, частоту и концентрацию вещества. Для многих веществ установлена зависимость между плотностью и концентрацией. Зная плотность вещества, по специальной таблице можно найти его концентрацию и, наоборот, по известной концентрации по этой же таблице легко найти плотность вещества.

Плотность нефтепродукта в сочетании с другими физико-химическими показателями характеризует свойство и качество нефтепродуктов. Так более высокая плотность указывает на большее содержание ароматических компонентов, а более низкая – на содержание предельных углеводородов.

Плотность может быть определена ареометрическим методом с точностью до 0,001 кг/м 3

-нефти 720-1070, чаще 800-900 кг/м 3

-бензиновые фракции-650-760 кг/м 3

-керосиновые фракции-775-850 кг/м 3

— масляные дистилляты 880-940 кг/м 3

-гудроны- 970-985 кг/м 3

Плотность, как показатель качества, предусмотрена стандартами для тарных нефтей, моторных топлив, мазутов, газотурбинных топлив, топлива маловязкого судового, осветительного керосина и смазочных масел.

-особо легкая 830,0 кг/м 3

-легкая нефть 850,0 кг/м 3

— средняя нефть 850,1-870,0 кг/м 3

-нефть битуминозная выше 895,0 кг/м 3

ПОРЯДОК ВЫПОЛНЕНИЯ РАБОТЫ

Для определения плотности применяют стеклянные цилиндры. Диаметр цилиндра должен быть, по крайне мере, в 2 раза больше диметра широкой части ареометра. Порядок определения плотности следующий:

Рисунок 1 «Ареометр»

Стеклянный цилиндр установите на прочной горизонтальной подставке. Осторожно налейте в цилиндр анализируемый продукт, температура которого не должна отличаться от температуры окружающей среды не более чем на +- 5ᵒС. Во время налива испытуемого нефтепродукта важно, чтобы не образовалась пена на поверхности цилиндра. Продукт наливают непрямо на дно цилиндра, а по стенке цилиндра или по стеклянной палочке. Если пена все же образовалась, то в случае маловязкого продукта достаточно хлопнуть ладонью по верху цилиндра, в случае высоковязкого продукта е надо снять фильтровальной бумагой

Чистый и сухой ареометр медленно и осторожно опустите в испытуемый продукт, держа его за верхний конец (рис.2)

После того как ареометр установится, и прекратятся его колебания, произведите отсчёт по верхнему краю мениска

Установите температуру испытуемого продута

Проведите параллельно два испытания. Расхождение между параллельными испытаниями не должно превышать 0,001

Рассчитайте плотность по формуле 1

Рисунок 2 «испытание ареометром»

1-шкала плотности;2-линия отсчёта;3-терометр;4-груз.

Лабораторная работа №2

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПЛОТНОСТИ НЕФТЕПРОДУКТОВ ПИКНОМЕТРОМ

Метод определения плотности с помощью пикнометра основан на сравнении массы испытуемого нефтепродукта определенного объема при определённой температуре с массой воды того же объема при той же температуре.

Данный метод незаменим в тех случаях, когда исследуемое вещество имеется в небольшом количестве, и применим для любых нефтепродуктов, включая битумы.

Пикнометрический метод самый точный(точность 0,0002 г/см 3 ), но более длительный.

Пикнометр представляет собой стеклянный сосуд с кольцевой меткой на шейке (рис 3) объемом о 1 до 100 мл

Рисунок 3 «Пикнометр»

ПОРЯДОК ВЫПОЛНЕНИЯ РАБОТЫ

Определение плотности производят следующим образом:

1)Пикнометр последовательно промывают водой дистиллированной водой, а затем спиртом и высушивают в сушильном шкафу, охлаждаю в эксикаторе и взвешивают с точность до 0, 0002 г.

2) затем заполняю дистиллированной водой до метки и взвешивают.

3) определить объем пикнометра по формуле:

m ₁ –масса пустого пикнометра

m ₂ –среднее значение массы пикнометра с водой

0, 99823- масса 1 мл воды при 20ᵒС

4) заполните пикнометр испытуемым продуктом по метку

5) поместите пикнометр в термостат при 20ᵒС на 30 минут. Затем взвесьте

6) рассчитайте плотность по формуле

m _2- масса пикнометра с анализируемым веществом

Что понимают под абсолютной и относительной плотностью?

Каково практическое значение плотности нефти?

Какой метод определения плотности более точный?

Каков порядок определения плотности ареометром?

Каков порядок определения плотности пикнометром?

Недостатки определения плотности ареометром?

Недостатки определения плотности пикнометром?

Курс повышения квалификации

Дистанционное обучение как современный формат преподавания

Курс профессиональной переподготовки

Технология: теория и методика преподавания в образовательной организации

Курс профессиональной переподготовки

Методическая работа в онлайн-образовании

Ищем педагогов в команду «Инфоурок»

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПЛОТНОСТИ НЕФТЕЙ И НЕФТЕПРОДУТОВ АРЕОМЕТРОМ (НЕФТЕДЕНСИМЕТРОМ)

Плотность однородных тел одинакова по всему объему и измеряется отношением массы вещества к его объему:

p-плотность вещества, m- масса вещества, v-объем вещества

р₄ t = плотность вещества при температуре испытания, ƴ-средняя температурная поправка на 1ᵒС( см. таблицу 1), t-температура испытания

Плотность характеризует идентичность, частоту и концентрацию вещества. Для многих веществ установлена зависимость между плотностью и концентрацией. Зная плотность вещества, по специальной таблице можно найти его концентрацию и, наоборот, по известной концентрации по этой же таблице легко найти плотность вещества.

Плотность нефтепродукта в сочетании с другими физико-химическими показателями характеризует свойство и качество нефтепродуктов. Так более высокая плотность указывает на большее содержание ароматических компонентов, а более низкая – на содержание предельных углеводородов.

Плотность может быть определена ареометрическим методом с точностью до 0,001 кг/м 3

Источник

ХИМИЯ НЕФТИ

ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА

Общие положения

Физико–химические свойства нефтей в пластовых условиях значительно отличаются от свойств дегазированных нефтей. Отличия обусловлены влиянием высоких пластовых давлений, температур и содержанием растворенного газа, количество которого может достигать до 400 нм 3 на 1 м 3 нефти.

Плотность характеризует количества покоящейся массы, выраженной в единице объёма, [г/см 3 ; кг/м 3 ].

Поскольку плотность воды при 4°С равна единице, числовые значения относительной и абсолютной плотности совпадают.

Взаимный пересчет значений ρ₄ 20 и ρ₁₅ 15 производится по формулам:

Плотность нефтей и нефтепродуктов уменьшается с повышением температуры. Эта зависимость имеет линейный характер и хорошо описывается формулой Д. И. Менделеева:

Уравнение Д. И. Менделеева справедливо для интервала температур от 0°С до 150°С (погрешность составляет 5-8 %).

В более широком интервале температур, т. е. до 300°С, и с меньшей погрешностью (до 3 %) зависимость плотности (кг/м 3 ) от температуры рассчитывается по уравнению А. К. Мановяна:

Плотность жидких нефтепродуктов в зависимости от температуры может быть определена из графической зависимости

Все нефтепродукты представляют собой смеси углеводородов различных групп. Допуская аддитивность их объемов, среднюю плотность нефтепродукта находят по правилу смешения:

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.

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) 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.

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.

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.

Плотность газа

Относительная плотность газа равна отношению массы m газа, занимающего объем V при некоторых температуре и давлении, к массе m₁ воздуха, занимающего тот же объем V при тех же температуре и давлении:

Если считать газ идеальным, то при Т=273,16 К, Р=0,1 МПа и V=22,414 мл масса m равна молекулярной массе М газа. В тех же условиях масса 22,414 мл воздуха составляет 28,9 г, откуда относительная плотность газа или пара относительно воздуха равна:

Абсолютную плотность газов и паров при нормальных условиях можно найти, зная массу М и объем 1 кмоль газа (22,414 м 3 ), по формуле:

При абсолютной температуре Т (К) и давлении Р (0,1 МПа) плотность газа (в кг/м 3 ) может быть найдена по формуле:

Источник