ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ УНИТАРНОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ
РЕКОМЕНДАЦИЯ
Государственная система обеспечения единства измерений
ПЛОТНОСТЬ НЕФТИ
Методика выполнения измерений ареометром
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 измеренийНормы 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 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 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 измеренийСущность 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
|
плотность в рабочем диапазоне температуры, кг/м3……………..………….от 820 до 870; |
вязкость в рабочем диапазоне температуры, мм2/с….…………………………..от 3 до 25; |
массовая доля воды, %, не более……………………...…………………………………..1,0; |
давление насыщенных паров, мм рт. ст……………….………………………от 200 до 500 |
5.4 Условия выполнения измерений:
рабочий диапазон температуры нефти, °С ………………….………………......от 5 до 30; |
давление нефти в СИКН, МПа….………………………………………………от 0,5 до 0,8; |
режим работы СИКН ……………………...…………………………………..непрерывный. |
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.
6.1 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.
7.1 Значения плотности нефти по ареометру при первом и повторном измерениях плотности пробы нефти приводят к условиям измерений в линии расходомера (плотномера) нефти по формулам:
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.
8.1 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.
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:
ρtP = (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).
[1] |
ГОСТ 5496-78 Трубки резиновые технические. Технические условия. |
[2] |
ГОСТ 8505-80 Нефрас С 50/170. Технические условия. |
[3] |
ГОСТ 18481-81 Ареометры и цилиндры стеклянные. Общие технические условия. |
[4] |
ГОСТ Р ИСО 5725-2002 Точность (правильность и прецизионность) методов и результатов измерений. |
[5] |
ГОСТ Р 8.563-96 ГСИ. Методики выполнения измерений |
[6] |
ГОСТ Р 51858-2002 Нефть. Общие технические условия. |
«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 |
|
[8] |
МИ 2153-2004 ГСИ. Плотность нефти. Требования к методике выполнения измерений ареометром при учетных операциях. |
[9] |
МИ 2632-2001 ГСИ. Плотность нефти и нефтепродуктов и коэффициенты объемного расширения и сжимаемости. Методы и программа расчета |
[10] |
НПБ 105-03 Определение категорий помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности. |
[11] |
ППБ 01-03 Правила пожарной безопасности в Российской Федерации. |
[12] |
ТУ 25-2021.003-88 Термометры ртутные стеклянные лабораторные. Технические условия. |
[13] |
ТУ 38.401-67-108-92 Нефрасы С2-80/120 и С3-80/120. Технические условия. |