- •Правила техники безопасности при работе в лаборатории химии нефти и газа
- •Меры противопожарной безопасности
- •Первая помощь при несчастных случаях
- •Во всех случаях после оказания первой медицинской помощи пострадавший должен быть направлен в медпункт.
- •Определение физико-химических констант нефти и нефтепродуктов
- •1.1. Определение плотности нефти и нефтепродуктов
- •Пикнометрический способ определения плотности
- •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
- •2.1.2. Определение содержания воды в нефти, жидких нефтепродуктах, пластичных смазках, парафинах, церезинах, восках, гудронах и битумах
- •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
- •Определение плотности нефти и нефтепродуктов пикнометрическим способом
- •Ф ормула Крэга для определения молекулярной массы нефтяных фракций
- •Номограмма для определения вязкости смазочных масел в зависимости от температуры
- •Содержание
Определение плотности нефти и нефтепродуктов пикнометрическим способом
Ц ель 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 |
|
200С |
350С |
|
«видимая»
|
|
|
истинная
|
|
|
Вывод: При повышении температуры керосина его плотность уменьшается.
ПРИЛОЖЕНИЕ 2
Таблица для пересчета в и наоборот
Плотность или
|
Поправка, которую нужно
|
Плотность или |
Поправка, которую нужно
|
||
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 |
||
1 |
2 |
3 |
|
.Массовая доля воды, %, не более
|
0,5 |
0,5 |
1,0 |
Концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более
|
100 |
300 |
900 |
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.
П лотность смеси жидких фракций
m1 ,m2, mn- массы компонентов смеси, кг;
V1, V2, Vn - объемы компонентов смеси, м3.
Формула Б.М.Воинова с учетом характеризующего фактора (К)
М=(7К-21,5)+(0,76-0,04К)tср+(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+0,3tср +0,001
tср- средняя температура кипения фракции, рассчитываемая как среднеарифметическое между температурой начала и температурой конца кипения данной фракции, 0С.
М олекулярная масса смеси нескольких компонентов
M1,2...i – молекулярная масса компонента
m1,2...i – масса компонента, кг
– мольная доля i –го компонента