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 показателя качества нефти
при учетных операциях на СИКН № 200
на Карабашском ТП НГДУ «Иркеннефть»
ОАО «Татнефть»
МИ 2968-2006
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 22 декабря 2005
г.
АТТЕСТОВАНА ФГУП ВНИИР 26 декабря 2005
г. Свид. № 161206-05
ЗАРЕГИСТРИРОВАНА ФГУП ВНИИМС 16 января 2006
г.
ВВЕДЕНА ВПЕРВЫЕ
СОДЕРЖАНИЕ
1 Нормы погрешности измерений. 2
2 Средства
измерений и вспомогательные устройства. 2
3 Метод измерений. 2
4 Требования безопасности
и охраны окружающей среды и к квалификации операторов. 2
5 Условия
выполнения измерений и подготовка к ним.. 3
6 Выполнение
измерений. 3
7 Обработка
результатов измерений. 3
8 Оформление
результатов измерений. 4
Приложение А.
Пример пересчета показаний ареометра к условиям измерений плотности
плотномером и стандартным условиям.. 5
Библиография. 6
|
РЕКОМЕНДАЦИЯ
ГОСУДАРСТВЕННАЯ СИСТЕМА
ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЕДИНСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
ПЛОТНОСТЬ
НЕФТИ
Методика
выполнения измерений ареометром в блоке измерений показателей качества нефти при
учетных операциях на СИКН № 200 на Карабашском ТП НГДУ «Иркеннефть» ОАО
«Татнефть»
|
МИ 2968-2006
|
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 № 200 на Карабашском
ТП НГДУ «Иркеннефть» ОАО «Татнефть» (далее - МВИ).
Рекомендация разработана в соответствии с положениями МИ 2153 и ГОСТ Р ИСО 5725 и ГОСТ Р 8.563.
1 Нормы
погрешности измерений
Правильность и
прецизионность измерений по настоящей рекомендации соответствуют
нижеприведенным значениям, в кг/м3:
- систематическая погрешность: плюс 0,33;
- 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, омываемый потоком нефти в БИК
и соответствующий по размерам стеклянному цилиндру для ареометров типа I по ГОСТ 18481.
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 и
материалов, обеспечивающих измерения плотности с точностью не менее указанной в
разделе 1.
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 01-03.
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
830 до 890;
вязкость в рабочем диапазоне
температур, сСт...................................... от
7 до 26;
массовая доля воды, %, не более.............................................................. 1,0;
давление насыщенных паров, кПа............................................................ от
15,0 до 66,7.
5.4 Условия выполнения измерений:
рабочий диапазон температур
нефти, °С................................................ от
10 до 30;
давление нефти в СИКН, МПа, не
более................................................. от
0,3 до 2,0;
режим работы СИКН........................................................................................................................... периодический.
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 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
ρ1tР, ρ2tР -
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, и вычитают систематическую погрешность МВИ, равную 0,33 кг/м3
согласно разделу 1.
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 и вычитают
систематическую погрешность, равную 0,33 кг/м3: ρtP = (865,54 + 865,17)/2 - 0,33 = 865,03 кг/м3.
А.5 Определяют по таблице Б.1 МИ 2153 значение плотности при 20 °С:
ρ1,20 = 866,06 кг/м3, ρ2,20 = 866,44 кг/м3.
А.6 Вычисляют среднее арифметическое значение при 20 °С и вычитают
систематическую погрешность: ρ20 = (866,06 + 866,44)/2 - 0,33 = 865,92 кг/м3.
А.7 Определяют по таблице Б.2 МИ 2153 значение плотности при 15 °С:
Ρ1,15 = 869,59 кг/м3, ρ2,15 = 869,96 кг/м3.
А.8 Вычисляют среднее арифметическое при 15 °С и вычитают систематическую
погрешность:
ρ15 = (869,59 + 869,96)/2 -
0,33 = 869,45 кг/м3.
А.9 Округляют полученные результаты до четырех значащих цифр и
представляют приведенные значения плотности в виде:
ρtP = (865,0 ± 0,7) кг/м3 для (t = 21,9 °C и Р
= 0,72 МПа),
ρ20 = (865,9 ± 0,7) кг/м3
для (t = 20 °С и Р = 0 МПа),
ρ15 = (869,5 ± 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 Р ИСО 5725-2002 Точность (правильность и прецизионность) методов
и результатов измерений.
3 ГОСТ Р 51858-2002 Нефть. Общие технические условия.
4 ГОСТ 8505-80 Нефрас С 50/170. Технические условия.
5 ГОСТ 18481-81 Ареометры и цилиндры стеклянные. Общие технические
условия.
6 ГОСТ 28498-90 Термометры жидкостные стеклянные. Общие технические
требования. Методы испытаний.
7 РМГ 43-2001 ГСИ. Применение «Руководства по выражению
неопределенности измерений».
8 «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.
9 МИ 2153-2004 ГСИ. Плотность нефти. Требования к методикам
выполнения измерений ареометром при учетных операциях.
10 МИ 2632-2001 ГСИ. Плотность нефти и нефтепродуктов и
коэффициенты объемного расширения и сжимаемости. Методы и программа расчета.
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.