ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ УНИТАРНОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ

Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии
(ФГУП ВНИИР)

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
НГДУ «Азнакаевскнефть» ОАО «Татнефть»

МИ 2969-2006

Казань
2005

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 2005 г.

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

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 измерений

Нормы 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 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 не менее 45 мм и высотой не менее 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 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:

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 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_1tp, ρ_2tP - 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 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, отградуированного 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°C;

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

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

t = 21,9 °С и Р = 0,72 МПа.

А.1. Определяют по таблице А.1 приложения А МИ 2153 коэффициенты объемного расширения β₁ (при ρ₁ = 864,9 кг/м³ и t₁ = 21,7°С) и β₂ (при ρ₂ = 865,2 кг/м³ и t₂ = 21,8°С), Определено: β₁ = β₂ = 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 γ₁ = γ₂ = 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 значения плотности к 15°С:

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

А.8. Вычисляют среднее арифметическое значение при 15°С:

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/м³для (t = 21,9°C и Р = 0,72 МПа),

ρ₂₀ = (866,3 ± 0,7) кг/м³для (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.