герб

ГОСТы

флаг

МИ 2981-2006 ГСИ. Плотность нефти. Методика выполнения измерений ареометром в блоке измерений показателей качества нефти при учетных операциях СИКН № 595 ОАО "АНК "Башнефть" на НПС "Александровская"

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
01.05.2006 г.

РЕКОМЕНДАЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

ПЛОТНОСТЬ НЕФТИ

Методика выполнения измерений ареометром

в блоке измерений показателей качества нефти при учетных операциях СИКН № 595
О AО «АНК «Башнефть» на НПС «Александровская»

МИ 2981-2006

Казань
2006

СОДЕРЖАНИЕ

1. Нормы погрешности измерений

2. Средства измерений и вспомогательные устройства

3. Метод измерений

4. Требования безопасности и охраны окружающей среды и 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 определения и представления исправленных результатов пересчета значений плотности нефти по ареометру

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» (ОАО «Нефтеавтоматика»)

ИСПОЛНИТЕЛИ:             Глушков Э.И., Фаткуллин А.А.

УТВЕРЖДЕНА                 ФГУП ВНИИР 14 марта 2006 г.

АТТЕСТОВАНА               ФГУП ВНИИР

Свидетельство об аттестации № 18506 от 14.03.2006 г.

ЗАРЕГИСТРИРОВАНА   ФГУП ВНИИМС 27 марта 2006

ВВЕДЕНА ВПЕРВЫЕ

ГОСУДАРСТВЕННАЯ СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЕДИНСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

ПЛОТНОСТЬ НЕФТИ

Методика выполнения измерений ареометром в блоке измерений показателей качества нефти при учетных операциях СИКН № 595 ОАО «АНК «Башнефть» на НПС «Александровская»

МИ 2981-2006

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 № 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 измерений

Нормы погрешностей измерений по настоящей рекомендации соответствуют нижеприведенным значениям:

- систематическая погрешность: плюс 0,86 кг/м;

- доверительные границы погрешности (расширенная неопределенность) МВИ (при доверительной вероятности Р = 0,95): ± 0,7 кг/м3.

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 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.

2.1.6. Трубки резиновые технические по ГОСТ 5496.

2.1.5 Мешалка.

2.2. Допускается применение других средств измерений и материалов, обеспечивающих измерения плотности с нормами погрешности не менее указанных в разделе 1.

3. Метод измерений

Сущность 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 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 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. 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, 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. Обработка результатов измерений

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:

,                                                          (1)

,                                                       (2)

где ρ1, ρ2 tP - пересчитанные значения плотности нефти к условиям измерений в линии расходомера (плотномера), кг/м3;

ρ1, ρ2 - значения плотности нефти по ареометру при первом и повторном измерениях (с учетом поправки на мениск при использовании ареометра, отградуированного по нижнему мениску), кг/м3;

β1, β2 - коэффициенты объемного расширения нефти при значениях температуры нефти t1 и t2, соответственно, (таблица А.1 приложения А МИ 2153), °С-1;

t1, t2 - значения температуры нефти в цилиндре 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 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.3 (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 7.6, 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. Оформление результатов измерений

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.

Приложение А
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° C;

ρ2= 865,2 кг/м3 при температуре нефти в цилиндре t2 = 21,3° C.

При этом температура и давление в линии плотномера: t = 21,9 °С 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.

А.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.

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 - γ1 (при ρ1 и t1) и γ2 (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:

ρtP = (865,19 + 865,17)/2 - 0,86 = 864,32 кг/м3.

А.7. Определяют по таблице Б.1 МИ 2153 пересчитанные значения плотности к 20°С.

ρ1,20 = 861,0 + 4,9 = 865,9 кг/м3, ρ2,20 =861 + 5,2 = 866,2 кг/м3.

А.8. Вычисляют исправленный результат пересчета значений плотности нефти по ареометру к 20°С:

ρ20 =(865,9 + 866,2)/2 - 0,86 = 865,19 кг/м3.

А.9. Определяют по таблице Б.2 МИ 2153 пересчитанные значения плотности к 15°С:

ρ1,15 = 864,6 + 4,9 = 869,5 кг/м3, ρ2,15 = 864,6 + 5,2 = 869,8 кг/м3.

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:

ρ15 =(869,5 + 869,8)/2 - 0,86 = 868,79 кг/м3.

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).

Библиография

[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.

[7] «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.

Еще документы скачать бесплатно

Интересное

Гост 10704 91 Гост 15150 Гост 8240 97 Гост бетон Календарный план Момент затяжки болтов Периодичность технического обслуживания Плотность нефтепродуктов Рмг 29 99 Сварка арматуры гост Снип гаражи Состав рабочей документации Состав рабочей документации в строительстве Условные обозначения Швеллер сортамент