Методические указания к выполнению лабораторных работ по курсам «Теоретические основы химической технологии топлива и углеродных материалов»

Эта зависимость строго справедлива в интервале температур от 0 до 50 °С и для нефти (нефтепродуктов), не содержащих большого количества твердого парафина и ароматических углеводородов.

В США и Англии относительную плотность определяют при одинаковой температуре анализируемого вещества и воды, равной 15,56°С. Относительную плотность при 20 °С в этом случае рассчитывают по формуле

С 1 января 2004г. введен ГОСТ Р 51858 – 2002 « Нефть. общие технические условия» и стало обязательным определение плотности при 15 °С.

Плотность большинства исследованных нефтей находится в пределах от 820-900 кг/м³, однако есть нефти и значительно более легкие – 720 кг/м³ и более тяжелые – 970 кг/м³. Плотность нефти изменяется в пределах каждого нефтегазоносного района. Это объясняется тем, что большинство разрабатываемых нефтяных месторождений представлено многопластовыми залежами, для которых, как правило, чем больше геологический возраст и соответственно больше глубина залегания пласта, тем нефть имеет меньшую плотность.

Плотность нефти зависит:

• 
  от химического состава, в часности от содержания тяжелых смолисто-асфальтеновых и сернистых компонентов, парафина.
  
• 
  от фракционного состава
  

В мировой торговой практике принято измерять добываемую и продаваемую нефть в баррелях, а ее плотность определять в градусах Американского нефтяного института (АРI) –при 60 ⁰F, что соответствует 15,56 ⁰С

Плотность в градусах API - специальная функция относительной плотности (удельного веса) (60/60)° F, которую вычисляют по формуле
плотность в градусах API

Существуют расчетные и экспериментальные методы. Расчетные методы определения свойств нефти менее точны, чем экспериментальные. Это связано с тем, что математические зависимости получают на конкретном статистическом материале (исследуются определенные нефти при различном числе экспериментов). Расчетные методы необходимо применять только для ориентировочной оценки показателей свойств нефти. Исследование новой нефти неизвестного химического состава должны основываться на экспериментальных методах.

Экспериментально плотность нефти определяют одним из трех стандартных методов: ареометром (нефтеденсиметром), гидростатическими весами Вестфаля—Мора и пикнометром. Из них наиболее быстрым является ареометрический метод, а точным - пикнометрический. Преимуществом пикнометрического метода также является использование сравнительно малых количеств анализируемой пробы.