ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ УНИТАРНОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии ФЕДЕРАЛЬНОГО АГЕНТСТВА ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ УТВЕРЖДАЮ Зам. 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 СИКН № 202 МИ 2969-2006 Казань СОДЕРЖАНИЕ 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» (ОАО «Нефтеавтоматика») ИСПОЛНИТЕЛИ: Глушков Э.И., Фаткуллин А.А. УТВЕРЖДЕНА ФГУП ВНИИР 28 декабря АТТЕСТОВАНА ФГУП ВНИИР 28 декабря ЗАРЕГИСТРИРОВАНА ФГУП ВНИИМС 16 января 2006 ВВЕДЕНА ВПЕРВЫЕ
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 № 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 измеренийНормы погрешностей измерений по настоящей рекомендации соответствуют нижеприведенным значениям, в кг/см3: - систематическая погрешность: незначима; - доверительные границы погрешности МВИ (расширенная неопределенность): ± 0,7. 2. Средства измерений и вспомогательные устройства2.1. 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 не менее 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 измеренийСущность 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 к квалификации операторов4.1. 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 нимПри 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 температуры, кг/м3 от 843 до 890; вязкость в рабочем диапазоне температуры, 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 от 0,4 до 1,0; режим работы СИКН непрерывный. 5,5. Пробу нефти отбирают постепенно в течение двух - трех минут в термостатируемый цилиндр в БИК. 6. Выполнение измерений6.1. 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 - 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 измерений7.1. 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 ρ1tp, ρ2tP - 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, отградуированного по нижнему мениску), кг/м3; β1, β2 - 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; γ1, γ2 - 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, равное 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 измерений8.1. 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
|