|
|
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 22.02.2006 г. РЕКОМЕНДАЦИЯГосударственная система обеспечения единства измерений ПЛОТНОСТЬ НЕФТИ Методика выполнения измерений ареометром по точечным пробам нефти в химико-аналитической лаборатории при учетных операциях СИКН № 380 ПСП «Чернушка» ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» МИ 2979-2006 Казань
Содержание РЕКОМЕНДАЦИЯ
Настоящая рекомендация распространяется на плотность товарной нефти (далее - нефти) и устанавливает методику выполнения её измерений ареометром по точечным пробам нефти в химико-аналитической лаборатории (далее - ХАЛ) при учетных операциях СИКН № 380 ПСП «Чернушка» ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ». Рекомендация разработана в соответствии с положениями МИ 2153, ГОСТ Р ИСО 5725, ГОСТ Р 8.563. 1. Нормы погрешности измеренийНормы погрешностей измерений по настоящей рекомендации соответствуют нижеприведенным значениям: - систематическая погрешность: плюс 0,19 кг/м3; - доверительные границы погрешности (расширенная неопределенность) МВИ (при доверительной вероятности Р = 0,95): ± 1,0 кг/м3. 2. Средства измерений и вспомогательные устройства2.1. 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 стеклянный
высотой 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 38.401-67-108-92. 2.1.5. Мешалка. 2.1.6. Трубки резиновые технические по ГОСТ 5496. 2.1.7. Канистра для отбора точечной пробы нефти вместимостью не менее 1 литра с герметично завинчивающейся крышкой. 2.2. Допускается применение других средств измерений и материалов, обеспечивающих измерения плотности с нормами погрешности не менее указанных в разделе 1. 3. Метод измеренийСущность 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 операторов4.1. 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 нимПри 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 при 20°С, кг/м3 от 873 до 896; вязкость в рабочем диапазоне температуры, сСт от 9,8 до 100; массовая доля воды, %, не более 1,0; давление насыщенных паров, мм рт.ст., не более 500. 5.4. Условия выполнения измерений: рабочий диапазон температуры нефти, °С от 10 до 30; давление нефти, МПа от 0,3 до 4,0; режим работы СИКН периодический Температура в помещении ХАЛ, °С 20 ± 5 5.5. Кран ручного пробоотбора в блоке измерений показателей
качества нефти (далее - БИК) снабжен резиновой трубкой длиной не менее 5.6. Перед отбором точечной пробы нефти с крана ручного пробоотбора в БИК сливают нефть в дренаж в течение 10 - 15 секунд. 5.7. Отбирают точечную пробу нефти в канистру с крана ручного пробоотбора в БИК медленно в течение одной - двух минут до заполнения канистры не менее чем на ¾ ее вместимости. 5.8. Закрывают канистру герметичной крышкой и переносят в ХАЛ. 6. Выполнение измерений6.1. Измерения плотности нефти ареометром выполняют в ХАЛ. 6.2. В помещении ХАЛ выдерживают канистру с закрытой пробкой не менее 15 минут, затем перемешивают точечную пробу путем встряхиваний канистры в течение одной минуты. 6.3. Переливают точечную пробу нефти из канистры в стеклянный цилиндр по стенке цилиндра. Опускают в цилиндр мешалку, делают 3 - 4 движения мешалкой от дна до уровня нефти и обратно и вынимают мешалку. 6.4. Закрепляют в штативе
термометр и опускают его в цилиндр. Термометр удерживают в таком положении,
чтобы участок шкалы, соответствующий температуре нефти, был на 5 - 6.5. 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. 6.6. 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. 6.7. Вынимают ареометр, очищают от остатков нефти и повторяют операции по 6.4 - 6.6. 6.8. Вынимают ареометр и термометр, промывают нефрасом и сушат на воздухе. 7. Обработка результатов измерений7.1. Определяют пересчитанные значения плотности нефти по ареометру к условиям измерений в линии расходомера (плотномера) нефти по формулам: , (1) , (2) где ρltp, ρ2tP - 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, γ2 - 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. 7.2. 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. 7.3. 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. 7.4. 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. 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. 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. 7.6. 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 0,19 кг/м3 согласно разделу 1. 7.7. 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: ±1,0 кг/м3 согласно разделу 1. Пример определения и представления исправленных результатов пересчета плотности нефти по ареометру приведен в приложении А настоящей рекомендации. 7.8. 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 измерений8.1. 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
|
|