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
22.12.2005 г.
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
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» (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
ВВЕДЕНА ВПЕРВЫЕ
ГОСУДАРСТВЕННАЯ СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЕДИНСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
|
МИ 2968-2006
|
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»
|
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 № 200 на
Карабашском ТП НГДУ «Иркеннефть» ОАО
«Татнефть» (далее - МВИ).
Рекомендация разработана
в соответствии с положениями МИ 2153, ГОСТ
Р ИСО 5725 и ГОСТ
Р 8.563.
Правильность и
прецизионность измерений по настоящей рекомендации соответствуют
нижеприведенным значениям, в кг/см3:
- систематическая
погрешность: плюс 0,33;
- доверительные границы
погрешности МВИ (расширенная неопределенность): ± 0,7.
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.
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.
4.1. 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.
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
830 до 890;
вязкость в рабочем
диапазоне температуры, сСт от
7 до 26;
массовая доля воды, %, не
более 1,0;
давление насыщенных
паров, кПа, не более 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 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.
6.1. 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.
7.1. 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 ρltp, 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, отградуированных 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, 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.
8.1. 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 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 значения плотности при 15°С:
ρ1,15
= 869,59 кг/м3, ρ2,15 =
869,96 кг/м3.
А.8. Вычисляют среднее
арифметическое значение 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).
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.