Плотность

В практике нефтепереработки обычно имеют дело с относительной плотностью. Это безразмерная величина, численно равная отношению массы нефтепродукта при температуре определения к массе дистиллированной воды при 4 или 15 °С, взятой в том же объеме. В России к качеству стандартной принята температура определения плотности 20 ºС. Так как зависимость плотности от температуры в первом приближении имеет линейный характер, то можно записать:

ρ₄²⁰= ρ ₄^Т+γ(t-20) (1.1)

Где ρ₄²⁰и ρ ₄^Т - плотности при 20 °С и при темпера туре tº соответственно;

γ - средняя температурная поправка к плотности на I ºС.

Формула (1.1) дает хорошие результаты при температурах от 0 до 50 ºС для нефтей и нефтепродуктов с небольшим содержанием твердых парафинов и ароматических углеводородов. В практике поправку находят по таблицам, где она приведена в зависимости от плотности нефтепродукт, или рассчитывают по формуле:

γ = 0,001828-0,00132* ρ₄²⁰ (1.2)

В России стандартизованы пикнометрический и ареометрический мето­ды определения плотности (ГОСТ 3900-85). Существует также метод определения плотности с помощью весов Вестфаля.

Наиболее точным является пикнометрический метод определения плотности, а наиболее быстрым - ареометрический.

Плотность в сочетании с другими показателями применяют для опреде­ления углеводородного и структурно-группового состава различных фракций.

Плотность нефтей колеблется от 0,820 до 0,900, хотя известны нефти с более высокой плотностью: ярегская (0,945); серноводская (0,916); мексиканская нефть месторождения Какалино (0,972); кубинская месторождения Харуко (0,977); венесуэльская месторождения Боскан (0,991). В нашей стране и за рубежом добываются также нефти, содержащие много светлых нефтепро­дуктов и характеризующиеся низкой плотностью: кулсаринская (0,783); марковская (0,775); американская месторождения Хидли (0,775).