герб

ГОСТы

флаг

МИ 2970-2006 ГСИ. Плотность нефти. Методика выполнения измерений ареометром в блоке измерений показателей качества нефти при учетных операциях на СИКН № 232 НГДУ "Бавлынефть" ОАО "Татнефть"

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 № 232
НГДУ «Бавлынефть» ОАО «Татнефть»

МИ 2970-2006

Казань
2005

СОДЕРЖАНИЕ

1. Нормы погрешности измерений

2. Средства измерений и вспомогательные устройства

3. Метод измерений

4. Требования безопасности и охраны окружающей среды к квалификации операторов

5. Условия выполнения измерений и подготовка к ним

6. Выполнение измерений

7. Обработка результатов измерений

8. Оформление результатов измерений

Приложение А Пример пересчета показаний ареометра к условиям измерений плотности плотномером и стандартным условиям

Библиография

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. № 161306-05

ЗАРЕГИСТРИРОВАНА   ФГУП ВНИИМС 16 января 2006

ВВЕДЕНА ВПЕРВЫЕ

ГОСУДАРСТВЕННАЯ СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЕДИНСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

ПЛОТНОСТЬ НЕФТИ

Методика выполнения измерений ареометром в блоке измерений показателей качества нефти при учетных операциях СИКН № 232 НГДУ «Бавлынефть» ОАО «Татнефть»

МИ 2970-2006

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 СИКН № 232 НГДУ «Бавлынефть» 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

Правильность и прецизионность измерений по настоящей рекомендации соответствуют нижеприведенным значениям, в кг/см3:

- систематическая погрешность: плюс 0,71;

- 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 термоизолированный, внутренним диаметром 45 мм, высотой 520 мм.

2.1.3. Термометры ртутные стеклянные типа ТЛ-4 по ГОСТ-28498 с ценой деления 0,1оС 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 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 855 до 880;

вязкость в рабочем диапазоне температуры, сСт                                            от 8 до 13;

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 17 до 40;

давление нефти в СИКН, МПа                                                                          от 0,5 до 1,6;

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 ρ1, ρ2 tP - 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, γ 2 - 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 0,71 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, 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 = 21,7оС) 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 0,85 кг/м3 ρtP = (865,54 + 865,17)/2 -0,71 = 864,65 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 – 0,71 = 865,54 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 - 0,71 = 869,07 кг/м3.

А.9. Округляют полученные результаты до четырех значащих цифр и представляют приведенные значения плотности в виде:

ρtP = (864,7 ± 0,7) кг/м3для ( t = 21,9° C и Р = 0,72 МПа),

ρ20 = (865,6 ± 0,7) кг/м3для ( t = 20°С и Р = 0 МПа),

ρ15 = (869,1 ± 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.

Еще документы скачать бесплатно

Интересное

Автобусные Остановки Гост 17199 88 Гост 27902 88 Железобетонные водоотбойные плиты Маршрутная карта Накладные расходы Обозначение насоса на схеме Общий журнал работ пример заполнения Плотность газа Размеры дорожных знаков Расстояние между пешеходными переходами гост Рельс р50 СП 52 101 2003 Санпин столовая Технологическая карта