ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ УНИТАРНОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ
Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии
(ФГУП ВНИИР)
ФЕДЕРАЛЬНОГО АГЕНТСТВА ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

 

 

 

 

 

 

РЕКОМЕНДАЦИЯ

 

Государственная система обеспечения единства измерений

 

ПЛОТНОСТЬ НЕФТИ

 

Методика выполнения измерений ареометром
в блоке измерений показателей качества
при учетных операциях СИКН № 595
ОАО «АНК «Башнефть» на
НПС «Александровская»

 

МИ 2981-2006

 

 

 

 

 

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 СИКН № 595 ОАО «АНК «Башнефть» на НПС «Александровская» (далее - МВИ).

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

1 Нормы погрешности измерений

Нормы погрешностей измерений по настоящей рекомендации соответствуют нижеприведенным значениям:

- систематическая погрешность: плюс 0,86 кг/м³;

- доверительные границы погрешности (расширенная неопределенность) МВИ (при доверительной вероятности Р = 0,95): ±0,7 кг/м³.

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 теплоизолированный (далее - цилиндр) в БИК с внутренним диаметром не менее 45 мм и высотой не менее 520 мм.

2.1.3 Термометры ртутные стеклянные типа ТЛ-4 № 2 по ТУ 25-2021.003 с пределами допускаемой абсолютной погрешности: ±0,2 °С.

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

2.1.5 Трубки резиновые технические по ГОСТ 5496.

2.1.6 Мешалка.

2.2 Допускается применение других средств измерений и материалов, обеспечивающих измерения плотности с нормами погрешности не менее указанных в разделе 1.

3 Метод измерений

Сущность метода заключается в погружении ареометра в цилиндр с пробой нефти, снятии показаний по шкале ареометра при температуре нефти в цилиндре и пересчете значений плотности по ареометру к требуемым условиям по температуре и давлению.

4 Требования безопасности и охраны окружающей среды и
к 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.

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:

5.4 Условия выполнения измерений:

5.5 Кран ручного пробоотбора в блоке измерений показателей качества нефти (далее -БИК) снабжен резиновой трубкой длиной не менее 40 см.

5.6 Перед отбором точечной пробы нефти с крана ручного пробоотбора в БИК сливают нефть в дренаж в течение 10 - 15 секунд.

5.7 Пробу нефти отбирают в цилиндр с крана ручного пробоотбора в БИК постепенно в течение одной - двух минут, заполняя его до уровня нефти на 2 - 3 см ниже верхнего края цилиндра.

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, очищают от остатков нефти и повторяют операции по 6.2 - 6.4.

6.6 Вынимают ареометр и термометр, промывают нефрасом и сушат на воздухе.

6.7 Сливают нефть из цилиндра в дренаж.

7 Обработка результатов измерений

7.1 Значения плотности нефти по ареометру при первом и повторном измерениях плотности пробы нефти приводят к условиям измерений в линии расходомера (плотномера) нефти по формулам:

                                                                                   (1)

                                                                                    (2)

где ,  - пересчитанные значения плотности нефти к условиям измерений в линии расходомера (плотномера), кг/м³;

,  - значения плотности нефти по ареометру при первом и повторном измерениях (с учетом поправки на мениск при использовании ареометра, отградуированного по нижнему мениску), кг/м³;

,  - коэффициенты объемного расширения нефти при значениях температуры нефти t₁ и t₂, соответственно, (таблица А.2 приложения А МИ 2153), °С^-1;

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

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

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

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

7.1 При разности между значениями температуры нефти в цилиндре и в линии расходомера (плотномера), превышающей 10 °С, для пересчета значений плотности по ареометру используют программу «Расчет плотности» по МИ 2632.

7.2 Расхождение между пересчитанными значениями плотности одной и той же пробы нефти по одному и тому же ареометру не должно превышать 0,6 кг/м³. В противном случае операции по 5.5 и разделу 6 настоящей рекомендации повторяют.

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

7.4 Пересчитанное значение плотности нефти к 20 °С (15 °С) для ареометра, отградуированного при 15 °С, определяют по таблице Б.З (Б.4) приложения Б МИ 2153, кг/м³.

Примечание - Для удобства определения по таблицам Б.1 - Б.4 приложения Б МИ 2153 значения температуры нефти в цилиндре округляют с точностью до 0,5 °С.

7.5 По двум пересчитанным значениям плотности одной и той же пробы нефти по одному и тому же ареометру определяют средние арифметические значения плотности и вычитают систематическую погрешность, равную 0,86 кг/м³ согласно разделу 1.

7.6 За результаты измерений плотности нефти ареометром по МВИ принимают исправленные результаты пересчета значений плотности нефти по 7.1, округленные до четырех значащих цифр, с указанием доверительных границ погрешности МВИ, равных: ± 0,7 кг/м³ согласно разделу 1. Пример определения и представления исправленных результатов пересчета плотности нефти по ареометру приведен в приложении А настоящей рекомендации.

7.7 В случае изменения условий выполнения измерений и подготовки к ним, указанных в разделе 5, оценку норм погрешности МВИ осуществляют в соответствии с ГОСТ Р ИСО 5725, ГОСТ Р 8.563, МИ 2153.

8 Оформление результатов измерений

8.1 Исправленные результаты пересчета значений плотности нефти по ареометру к стандартным условиям записывают в «Паспорт качества нефти» по формам, приведенным в приложениях [7] при отказе или отсутствии поточного плотномера.

8.2 Исправленные результаты пересчета значений плотности нефти по ареометру к условиям измерений в линии расходомера записывают в «Акт приема-сдачи нефти» при отключении или отсутствии поточного плотномера или при отказе автоматического пробоотборника по формам, приведенным в приложениях [7].

8.3 Исправленные результаты пересчета значений плотности нефти по ареометру к условиям измерений в линии плотномера записывают в журнал контроля метрологических характеристик средств измерений по форме, приведенной в приложении [7] при контроле метрологических характеристик поточного плотномера по ареометру.

Приложение А

Пример определения и представления исправленных результатов пересчета
значений плотности нефти по ареометру

А.1 При измерениях плотности нефти ареометром типа АНТ-1, отградуированного при 20 °С, получены следующие значения плотности нефти по ареометру (с учетом поправки на мениск, равной 0,7 кг/м³):

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

ρ₂ = 865,2 кг/м³ при температуре нефти в цилиндре t₂ = 21,3 °С.

При этом температура и давление в линии плотномера: t = 21,9°C и Р = 0,72 МПа.

А.2 Требуется пересчитать значения плотности нефти по ареометру к условиям измерений в линии плотномера и к стандартным условиям и представить исправленные результаты пересчета значений плотности нефти по ареометру.

A.3 По таблице А.1 приложения А МИ 2153 определяют коэффициенты объемного расширения β₁ (при ρ₁ и t₁) и β₂ (при ρ₂ и t₂): β₁ = β₂ = 0,000818 °С^-1.

А.4 Так как разность значений температуры нефти в цилиндре и плотномере менее 10 °С, то по формулам (1) и (2) пересчитывают значения плотности по ареометру к условиям измерений в линии плотномера (без учета поправки на систематическую погрешность):

где -  (при ρ₁ и t₁) и  (при ρ₂ и t₂) коэффициенты, определяемые по таблице А.2 МИ 2153.

А.5 Разность значений плотности: 865,19 - 865,17 = 0,02 кг/м³ < 0,6 кг/м³. Условие сходимости соблюдено.

А.6 Вычисляют исправленный результат пересчета значений плотности нефти по ареометру к условиям измерений в линии плотномера:

.

А.7 Определяют по таблице Б.1 МИ 2153 пересчитанные значения плотности к 20 °С.

,

А.8 Вычисляют исправленный результат пересчета значений плотности нефти по ареометру к 20°С:

.

А.9 Определяют по таблице Б.2 МИ 2153 пересчитанные значения плотности к 15 °С:

,

Для удобства определения по таблицам Б.1, Б.2 пересчитанных значений плотности значения температуры нефти в цилиндре при первом и повторном измерениях плотности ареометром принимают равным 21,5 °С.

А.10 Вычисляют исправленный результат пересчета значений плотности нефти по ареометру к 15 °С:

.

А.11 Полученные результаты округляют до четырех значащих цифр и представляют в виде:

ρ_tP = (864,3 ± 0,7) кг/м³ для (t = 21,9°C и Р = 0,72МПа),

ρ₂₀ = (865,2 ± 0,7) кг/м³ для (t = 20 °С и Р = 0 МПа),

ρ₁₅ = (868,8 ± 0,7) кг/м³ для (t = 15 °С и Р = 0 МПа).

Библиография