Федеральное государственное унитарное предприятие

ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ РАСХОДОМЕТРИИ (ФГУП ВНИИР)

ФЕДЕРАЛЬНОГО АГЕНТСТВА ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

Утверждаю

Заместитель директора ФГУП ВНИИР

по научной работе

М.С. Немиров

28.12.2005 г.

РЕКОМЕНДАЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

ПЛОТНОСТЬ НЕФТИ

Методика выполнения измерений ареометром
в блоке измерениЙ показателЕЙ качества нефти
при учетных операциях на СИКН № 202
НГДУ «Азнакаевскнефть» ОАО «Татнефть»

 

МИ 2969-2006

 

 

Казань

2005

 

РАЗРАБОТАНА Федеральным государственным унитарным предприятием Всероссийским научно-исследовательским институтом расходометрии (ФГУП ВНИИР)

ИСПОЛНИТЕЛИ: Фишман И.И. - кандидат физико-математических наук, Ибрагимов Т.Ф., Мубаракшин М.Р.

РАЗРАБОТАНА Межрегиональным открытым акционерным обществом «Нефтеавтоматика» (МОАО «Нефтеавтоматика»)

ИСПОЛНИТЕЛИ: Глушков Э.И., Фаткуллин А.А.

УТВЕРЖДЕНА ФГУП ВНИИР 28 декабря 2005 г.

АТТЕСТОВАНА ФГУП ВНИИР 28 декабря 2005 г. Свид. № 161806-05

ЗАРЕГИСТРИРОВАНА ФГУП ВНИИМС 16 января 2006 г.

ВВЕДЕНА ВПЕРВЫЕ

 

СОДЕРЖАНИЕ

 

РЕКОМЕНДАЦИЯ

Настоящая рекомендация распространяется на плотность товарной нефти (далее - нефти) и устанавливает методику выполнения её измерений ареометром в блоке измерений показателей качества нефти (далее - БИК) при учетных операциях на СИКН № 202 НГДУ «Азнакаевскнефть» ОАО «Татнефть» (далее - МВИ).

Рекомендация разработана в соответствии с положениями МИ 2153, ГОСТ Р ИСО 5725 и ГОСТ Р 8.563.

1 Нормы погрешности измерений

Нормы погрешностей измерений по настоящей рекомендации соответствуют нижеприведенным значениям, в кг/м³:

- систематическая погрешность: незначима;

- доверительные границы погрешности МВИ (расширенная неопределенность): ± 0,7.

2 Средства измерений и вспомогательные устройства

2.1 При выполнении измерений применяют средства измерений и другие технические средства со следующими техническими характеристиками:

2.1.1 Ареометры для нефти АНТ-1 или АН по ГОСТ 18481 с ценой деления 0,5 кг/м³ и пределами допускаемой абсолютной погрешности: ± 0,5 кг/м³.

2.1.2 Цилиндр термостатируемый, внутренним диаметром 45 мм, высотой 520 мм.

2.1.3 Термометры ртутные стеклянные типа ТЛ-4 по ГОСТ 28498 с ценой деления 0,1 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности: ± 0,2 °С.

2.1.4 Нефрас по ГОСТ 8505 или ТУ 38.401-67-108.

2.1.5 Мешалка.

2.2 Допускается применение других средств измерений с аналогичными или лучшими характеристиками.

3 Метод измерений

Сущность метода заключается в погружении ареометра в испытуемую пробу нефти, снятии показаний по шкале ареометра при температуре измерений и пересчете показаний ареометра к требуемым условиям по температуре и давлению.

4 Требования безопасности и охраны окружающей среды и квалификации операторов

4.1 Помещение для выполнения измерений плотности нефти по пожарной опасности относят к категории А согласно НПБ 105.

4.2 Помещение оборудовано устройствами приточно-вытяжной вентиляции и соответствует требованиям правил пожарной безопасности ППБ 01-03.

4.3 Лиц, выполняющих измерения, обеспечивают средствами индивидуальной защиты.

4.4 Легковоспламеняющиеся поверочные и промывочные жидкости хранят в металлических канистрах для хранения нефтепродуктов. Канистры помещают в специально предназначенные для хранения нефти и нефтепродуктов помещения или металлические шкафы.

4.5 К выполнению измерений допускают лиц, прошедших инструктаж по технике безопасности, изучивших настоящую рекомендацию и эксплуатационные документы на применяемые средства измерений и вспомогательное оборудование.

5 Условия выполнения измерений и подготовка к ним

При выполнении измерений соблюдают следующие условия:

5.1 Применяемые средства измерений имеют действующие свидетельства о поверке, опломбированы или имеют оттиски поверительных клейм.

5.2 Нефть по степени подготовки соответствует ГОСТ Р 51858.

5.3 Показатели измеряемой нефти находятся в следующих пределах:

плотность в рабочем диапазоне температур, кг/м³.................................. от 843 до 890;

вязкость в рабочем диапазоне температур, сСт....................................... от 8 до 24;

массовая доля воды, %, не более................................................................ 0,5;

давление насыщенных паров, кПа, не более............................................ 66,7.

5.4 Условия выполнения измерений:

рабочий диапазон температур нефти, °С.................................................. от 5 до 30;

давление нефти в СИКН, МПа, не более.................................................. от 0,4 до 1,0;

режим работы СИКН.................................................................................. непрерывный.

5.4 Пробу нефти отбирают постепенно в течение двух-трех минут в термостатируемый цилиндр в БИК.

6 Выполнение измерений

6.1 Измерения плотности нефти ареометром проводят в БИК.

6.2 Опускают в цилиндр мешалку, делают 3 - 4 движения мешалкой от дна до уровня нефти и обратно, затем ее вынимают. Опускают в цилиндр термометр. Термометр удерживают в таком положении, чтобы участок шкалы, соответствующий температуре нефти, был на 5 - 10 мм выше уровня нефти в цилиндре. Образовавшиеся на поверхности пузырьки снимают фильтровальной бумагой или 1 - 2 каплями нефраса.

6.3 Ареометр осторожно опускают в цилиндр, держа за верхний конец. За 2 - 3 деления до предполагаемого значения плотности нефти ареометр отпускают, сообщая ему легкое вращение. Часть стержня, расположенная выше уровня погружения ареометра: сухая и чистая. После прекращения колебаний ареометра считывают показания его шкалы с дискретностью 0,1 кг/м³, то есть одной пятой цены деления шкалы ареометра (0,5 кг/м³) и показания термометра с дискретностью шкалы термометра (0,1 °С). При этом исключают касание ареометром термометра и стенок цилиндра.

6.4 Показания ареометра наблюдают по верхнему краю мениска, при этом глаз находится на уровне мениска. При использовании ареометров для нефти, градуированных по нижнему мениску, к показанию ареометра прибавляют поправку на мениск, равную 0,7 кг/м³.

6.5 Вынимают ареометр и термометр, моют нефрасом и сушат на воздухе.

6.6 Вынимают ареометр и повторяют операции по 6.2 - 6.5.

7 Обработка результатов измерений

7.1 Значения плотности нефти по показаниям ареометра при первом и повторном измерениях плотности пробы нефти приводят к условиям измерений объема (плотности) нефти по формулам:

                                           (1)

                                         (2)

где ρ_1tР, ρ_2tР - значения плотности нефти по показаниям ареометра, пересчитанные к условиям измерений объема (плотности) нефти, кг/м³;

ρ₁, ρ₂ - показания ареометра при первом и повторном измерениях (с учетом поправки на мениск при использовании ареометров, отградуированных по нижнему мениску), кг/м³;

b₁, b₂ - коэффициенты объемного расширения нефти при значениях температуры t₁ и t₂ соответственно (таблица А.1 приложения А МИ 2153), °С^-1;

t₁, t₂ - значения температуры испытания при первом и повторном измерениях плотности нефти ареометром, °С;

g₁, g₂ - коэффициенты сжимаемости нефти при температуре t₁ (таблица А.2 приложения А МИ 2153), МПа^-1;

t, P - значения температуры приведения, °С, и избыточного давления, МПа, нефти при измерениях объема (плотности) нефти;

t₀ - значение температуры градуировки ареометра, равная 15 °С (20 °С) для ареометров, отградуированных при 15 °С (20 °С), соответственно.

7.2 При разности между значениями температуры измерений и приведения, превышающей 10 °С, для пересчета показаний ареометра используют программу «Расчет плотности» по МИ 2632.

7.3 Расхождение между приведенными к одинаковым условиям значениями плотности нефти не превышает 0,6 кг/м³. В противном случае операции по 5.5 и разделу 6 настоящей рекомендации повторяют.

7.4 Значение плотности нефти, приведенное к 20 °С (15 °С) для ареометра, отградуированного при 20 °С, определяют по таблице Б.1 (Б.2) приложения Б МИ 2153, кг/м³.

7.5 Значение плотности нефти, приведенное к 20 °С (15 °С) для ареометра, отградуированного при 15 °С, определяют по таблице Б.3 (Б.4) приложения Б МИ 2153, кг/м³.

7.6 Вычисляют средние арифметические значения по приведенным значениям плотности, определенным по 7.1, 7.4, 7.5. Так как систематическая погрешность МВИ согласно разделу 1 настоящей рекомендации незначима, то оставляют эти результаты без изменений.

7.7 Значения плотности, определенные по 7.6, округляют до четырех значащих цифр и представляют в виде числового значения измеряемой величины с указанием погрешности МВИ (расширенной неопределенности), равной: ± 0,7 кг/м³ согласно разделу 1. Пример пересчета показаний ареометра приведен в приложении А настоящей рекомендации.

7.8 В случае изменения условий выполнения измерений и подготовки к ним, указанных в разделе 5, оценку правильности и прецизионности метода измерений осуществляют в соответствии с ГОСТ Р ИСО 5725.

8 Оформление результатов измерений

8.1 Результаты показаний ареометра, пересчитанные к условиям измерений объема и к стандартным условиям, записывают в «Паспорт качества нефти» и в «Акт приема-сдачи нефти» по формам, приведенным в приложениях к «Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти».

8.2 Результаты показаний ареометра, пересчитанные к условиям измерений поточного плотномера в БИК, записывают в журнал контроля метрологических характеристик средств измерений при контроле метрологических характеристик поточного плотномера.

Приложение А

Пример пересчета показаний ареометра к условиям измерений плотности плотномером и стандартным условиям

При измерениях плотности нефти ареометром типа АНТ-1, отградуированным при 20 °С, получены следующие показания ареометра (с учетом поправки на мениск, равной 0,7 кг/м³):

ρ₁ = 864,9 кг/м³ при температуре испытания t₁ = 21,7 °С;

ρ₂ = 865,2 кг/м³ при температуре испытания t₂ = 21,8 °С.

Температура и давление приведения, к которым пересчитывают показания ареометра, равны:

t = 21,9 °C и Р = 0,72 МПа.

А.1 Определяют по таблице А.1 приложения А МИ 2153 коэффициенты объемного расширения b₁ (при ρ₁ = 864,9 кг/м³ и t₁ = 21,7 °С) и b₂ (при ρ₂ = 865,2 кг/м³ и t₂ = 21,8 °С). Определено: b₁ = b₂ = 0,000818 °С^-1.

А.2 Так как разность значений температуры испытания и приведения менее 10 °С, то по формулам (1) и (2) пересчитывают показания ареометра к условиям измерений плотномера:

В этих формулах коэффициенты g₁ = g₂ = 0,000718 МПа^-1 (определено по таблице А.2 МИ 2153).

А.3 Разность значений плотности: 865,54 - 865,17 = 0,37 кг/м³ < 0,6 кг/м³. Условие сходимости соблюдено.

А.4 Вычисляют среднее арифметическое значение плотности

ρ_tP = (865,54 + 865,17)/2 = 865,36 кг/м³.

А.5 Определяют по таблице Б.1 МИ 2153 значение плотности при 20 °С:

ρ_1,20 = 866,06 кг/м³, ρ_2,20 = 866,44 кг/м³.

А.6 Вычисляют среднее арифметическое значение при 20 °С

ρ₂₀ = (866,06 + 866,44)/2 = 866,25 кг/м³.

А.7 Определяют по таблице Б.2 МИ 2153 значение плотности при 15 °С:

ρ_1,15 = 869,59 кг/м³, ρ_2,15 = 869,96 кг/м³.

А.8 Вычисляют среднее арифметическое при 15 °

ρ₁₅ = (869,59 + 869,96)/2 = 869,78 кг/м³.

А.9 Округляют полученные результаты до четырех значащих цифр и представляют приведенные значения плотности в виде:

ρ_tP = (865,4 ± 0,7) кг/м³ для (t = 21,9 °C и Р = 0,72 МПа),

ρ₂₀ = (866,3 ± 0,7) кг/м³ для (t = 20 °С и Р = 0 МПа),

ρ₁₅ = (869,8 ± 0,7) кг/м³ для (t = 15 °С и Р = 0 МПа).

Библиография

1 ГОСТ Р 8.563-96 Государственная система обеспечения единства измерений. Методики выполнения измерений.

2 ГОСТ 8505-80 Нефрас С 50/170. Технические условия.

3 ГОСТ 18481-81 Ареометры и цилиндры стеклянные. Общие технические условия.

4 ГОСТ 28498-90 Термометры жидкостные стеклянные. Общие технические требования. Методы испытаний.

5 ГОСТ Р ИСО 5725-2002 Точность (правильность и прецизионность) методов и результатов измерений.

6 ГОСТ Р 51858-2002 Нефть. Общие технические условия.

7 МИ 2153-2004 ГСИ. Плотность нефти. Требования к методикам выполнения измерений ареометром при учетных операциях.

8 МИ 2632-2001 ГСИ. Плотность нефти и нефтепродуктов и коэффициенты объемного расширения и сжимаемости. Методы и программа расчета.

9 РМГ 43-2001 ГСИ. Применение «Руководства по выражению неопределенности измерений».

10 «Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти», утвержденные Приказом Минпромэнерго России от 31 марта 2005 года № 69.

11 НПБ 105-03 Определение категорий помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности.

12 ППБ 01-03 Правила пожарной безопасности в Российской Федерации.

13 ТУ 38.401-67-108-92 Нефрасы С2-80/120 и С3-80/120. Технические условия.