На главную
На главную

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\»

Настоящая рекомендация распространяется на анализаторы сточной воды СТОК-101 (далее - анализаторы) и устанавливает методику их первичной и периодической поверок.
Межповерочный интервал: не более двух лет.

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕУНИТАРНОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ

Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии
(ФГУП ВНИИР)

ФЕДЕРАЛЬНОГО АГЕНТСТВА ПОТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

УТВЕРЖДАЮ
Зам. директора ФГУП ВНИИР
по научной работе
М.С. Немиров
01.05.2006 г.

РЕКОМЕНДАЦИЯ

Государственнаясистема обеспечения единства измерений

ПЛОТНОСТЬНЕФТИ

Методикавыполнения измерений ареометром

в блокеизмерений показателей качества нефти при учетных операциях СИКН № 595
ОAО «АНК «Башнефть» наНПС «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               Федеральнымгосударственным унитарным предприятием Всероссийским научно - исследовательскиминститутом расходометрии (ФГУП ВНИИР)

ИСПОЛНИТЕЛИ:            Фишман И.И. - кандидатфизико-математических наук, Ибрагимов Т.Ф., Мубаракшин М.Р.

РАЗРАБОТАНА               Межрегиональным открытымакционерным обществом Нефтеавтоматика» (ОАО «Нефтеавтоматика»)

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

УТВЕРЖДЕНА                ФГУП ВНИИР 14 марта 2006г.

АТТЕСТОВАНА              ФГУП ВНИИР

Свидетельство обаттестации № 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

Настоящаярекомендация распространяется на плотность товарной нефти (далее - нефти) иустанавливает методику выполнения её измерений ареометром в блоке измеренийпоказателей качества нефти (далее - БИК) при учетных операциях СИКН № 595 ОАО«АНК «Башнефть» на НПС «Александровская» (далее - МВИ).

Рекомендация разработанав соответствии с положениями ГОСТР ИСО 5725, ГОСТР 8.563 и МИ 2153.

1.Нормы погрешности измерений

Нормы погрешностейизмерений по настоящей рекомендации соответствуют нижеприведенным значениям:

- систематическаяпогрешность: плюс 0,86 кг/м;

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

2. Средства измерений и вспомогательные устройства

2.1. При выполненииизмерений применяют средства измерений и другие технические средства соследующими техническими характеристиками:

2.1.1. Ареометры длянефти АНТ-1 или АН по ГОСТ 18481 сценой деления 0,5 кг/м3и пределамидопускаемой абсолютной погрешности: ± 0,5 кг/м3.

2.1.2. Цилиндртеплоизолированный (далее - цилиндр) в БИК с внутренним диаметром не менее 45мм и высотой не менее 520мм.

2.1.3. Термометры ртутныестеклянные типа ТЛ-4 № 2 по ТУ 25-2021.003 с пределами допускаемой абсолютнойпогрешности: ± 0,2°С.

2.1.4. Нефрас по ГОСТ 8505 илиТУ 38.401-67-108.

2.1.6. Трубкирезиновые технические по ГОСТ 5496.

2.1.5 Мешалка.

2.2. Допускается применение других средствизмерений и материалов, обеспечивающих измерения плотности с нормамипогрешности не менее указанных в разделе 1.

3. Метод измерений

Сущность методазаключается в погружении ареометра в цилиндр с пробой нефти, снятии показанийпо шкале ареометра при температуре нефти в цилиндре и пересчете значенийплотности по ареометру к требуемым условиям по температуре и давлению.

4. Требования безопасности и охраны окружающейсреды и к квалификации операторов

4.1. Помещение длявыполнения измерений плотности нефти по пожарной опасности относят к категорииА согласно НПБ105.

4.2. Помещениеоборудовано устройствами приточно-вытяжной вентиляции и соответствуеттребованиям правил пожарной безопасности ППБ 01.

4.3. Лиц, выполняющихизмерения, обеспечивают средствами индивидуальной защиты.

4.4.Легковоспламеняющиеся поверочные и промывочные жидкости хранят в металлическихканистрах для хранения нефтепродуктов. Канистры помещают в специальнопредназначенные для хранения нефти и нефтепродуктов помещения или металлическиешкафы.

4.5. К выполнениюизмерений допускают лиц, прошедших инструктаж по технике безопасности,изучивших настоящую рекомендацию и эксплуатационные документы на применяемыесредства измерений и вспомогательное оборудование.

5.Условия выполнения измерений и подготовка к ним

При выполнении измеренийсоблюдают следующие условия:

5.1. Применяемые средстваизмерений имеют действующие свидетельства о поверке, опломбированы или имеютоттиски поверительных клейм.

5.2. Нефть по степениподготовки соответствует ГОСТ Р 51858.

5.3. Показателиизмеряемой нефти находятся в следующих пределах:

плотность в рабочемдиапазоне температуры, кг/м3                                      от820 до 870;

вязкость в рабочемдиапазоне температуры, мм2                                        от3 до 25;

массовая доля воды, %, неболее                                                                     1,0;

давление насыщенныхпаров, мм рт.ст.                                                          от200 до.500.

5.4 Условия выполненияизмерений:

рабочий диапазонтемпературы нефти, °С                                                     от5 до 30;

давление нефти в СИКН,МПа                                                                         от0,5 до 0,8;

режим работы СИКН                                                                                        непрерывный.

5.5. Кранручного пробоотбора в блоке измерений показателей качества нефти (далее - БИК)снабжен резиновой трубкой длиной не менее 40см.

5.6. Перед отборомточечной пробы нефти с крана ручного пробоотбора в БИК сливают нефть в дренаж втечение 10 - 15 секунд.

5.7. Пробу нефти отбираютв цилиндр с крана ручного пробоотбора в БИК постепенно в течение одной - двухминут, заполняя его до уровня нефти на 2 - 3см ниже верхнего края цилиндра.

6.Выполнение измерений

6.1. Измерения плотности нефти ареометром проводят в БИК.

6.2. Опускают в цилиндрмешалку, делают 3 - 4 движения мешалкой от дна до уровня нефти и обратно, затемее вынимают. Опускают в цилиндр термометр. Термометр удерживают в такомположении, чтобы участок шкалы, соответствующий температуре нефти, был на 5 - 10мм выше уровня нефти в цилиндре. Образовавшиеся наповерхности пузырьки снимают фильтровальной бумагой или 1 - 2 каплями нефраса.

6.3. Ареометр осторожноопускают в цилиндр, держа за верхний конец. За 2 - 3 деления до предполагаемогозначения плотности нефти ареометр отпускают, сообщая ему легкое вращение. Частьстержня, расположенная выше уровня погружения ареометра: сухая и чистая. Послепрекращения колебаний ареометра считывают показания его шкалы с дискретностью0,1 кг/м3, то есть одной пятой цены деления шкалы ареометра (0,5кг/м3) и показания термометра с дискретностью шкалы термометра(0,1°С). При этом исключают касание ареометром термометра и стенок цилиндра.

6.4. Показания ареометранаблюдают по верхнему краю мениска, при этом глаз находится на уровне мениска.При использовании ареометров для нефти, градуированных по нижнему мениску, кпоказанию 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 итермометр, промывают нефрасом и сушат на воздухе.

6.7. Сливают нефть изцилиндра в дренаж.

7. Обработка результатов измерений

7.1. Значения плотностинефти по ареометру при первом и повторном измерениях плотности пробы нефтиприводят к условиям измерений в линии расходомера (плотномера) нефти поформулам:

,                                                         (1)

,                                                      (2)

где ρ1tР, ρ2tP- пересчитанные значения плотности нефти к условиям измерений в линиирасходомера (плотномера), кг/м3;

ρ1,ρ2 - значенияплотности нефти по ареометру при первом и повторном измерениях (с учетомпоправки на мениск при использовании ареометра, отградуированного по нижнемумениску), 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 припервом 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 линиирасходомера (плотномера), °С, и избыточного давления, МПа, нефти при измеренияхобъема (плотности) нефти;

t0- значение температуры градуировки ареометра, равное 15°С (20°С) дляареометров, отградуированных при 15°С (20°С), соответственно.

7.1. При разности междузначениями температуры нефти в цилиндре и в линии расходомера (плотномера),превышающей 10°С, для пересчета значений плотности по ареометру используютпрограмму «Расчет плотности» по МИ 2632.

7.2. Расхождение междупересчитанными значениями плотности одной и той же пробы нефти по одному и томуже ареометру не должно превышать 0,6 кг/м3. В противном случаеоперации по 5.5и разделу 6настоящей рекомендации повторяют.

7.3. Пересчитанноезначение плотности нефти к 20°С (15°С) для ареометра, отградуированного при20°С, определяют по таблице Б.1 (Б.2) приложения Б МИ 2153, кг/м3.

7.4. Пересчитанноезначение плотности нефти к 20°С (15°С) для ареометра, отградуированного при15°С, определяют по таблице Б.3 (Б.4) приложения Б МИ 2153, кг/м3.

Примечание - Для удобства определенияпо таблицам Б.1 - Б.4 приложения Б МИ 2153 значения температуры нефти вцилиндре округляют с точностью до 0,5°С.

7.5. По двумпересчитанным значениям плотности одной и той же пробы нефти по одному и томуже ареометру определяют средние арифметические значения плотности и вычитаютсистематическую погрешность, равную 0,86 кг/м3 согласно разделу 1.

7.6. За результатыизмерений плотности нефти ареометром по МВИ принимают исправленные результатыпересчета значений плотности нефти по 7.6, округленные до четырех значащихцифр, с указанием доверительных границ погрешности МВИ, равных: ±0,7 кг/м3согласно разделу 1.Пример определения и представления исправленных результатов пересчета плотностинефти по ареометру приведен в приложении А настоящей рекомендации.

7.7. В случае измененияусловий выполнения измерений и подготовки к ним, указанных в разделе 5, оценкунорм погрешности МВИ осуществляют в соответствии с ГОСТР ИСО 5725, ГОСТР 8.563, МИ 2153.

8. Оформление результатов измерений

8.1. Исправленные результаты пересчета значений плотности нефти поареометру к стандартным условиям записывают в «Паспорт качества нефти» поформам, приведенным в приложениях [7]при отказе или отсутствии поточного плотномера.

8.2. Исправленныерезультаты пересчета значений плотности нефти по ареометру к условиям измеренийв линии расходомера записывают в «Акт приема-сдачи нефти» при отключении илиотсутствии поточного плотномера или при отказе автоматического пробоотборникапо формам, приведенным в приложениях [7].

8.3. Исправленныерезультаты пересчета значений плотности нефти по ареометру к условиям измеренийв линии плотномера записывают в журнал контроля метрологических характеристиксредств измерений по форме, приведенной в приложении [7]при контроле метрологических характеристик поточного плотномера по ареометру.

ПриложениеА
Пример определения и представления исправленных результатов пересчета значенийплотности нефти по ареометру

А.1. При измеренияхплотности нефти ареометром типа АНТ-1, отградуированного при 20°С, полученыследующие 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 вцилиндре t2 = 21,3°C.

При этом температура идавление в линии плотномера: t = 21,9 °С и Р = 0,72 МПа.

А.2. Требуетсяпересчитать значения плотности нефти по ареометру к условиям измерений в линииплотномера и к стандартным условиям и представить исправленные результатыпересчета значений плотности нефти по ареометру.

А.3. По таблице А.1приложения 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 разностьзначений температуры нефти в цилиндре и плотномере менее 10°С, то по формулам (1)и (2)пересчитывают значения плотности по ареометру к условиям измерений в линииплотномера (без учета поправки на систематическую погрешность):

где - γ1 (при ρ1 и t1) и γ2(при ρ2 и t2) коэффициенты, определяемые по таблице А.2 МИ2153.

А.5. Разность значений плотности:865,19 - 865,17 = 0,02 кг/м3 < 0,6 кг/м3. Условиесходимости соблюдено.

А.6. Вычисляютисправленный результат пересчета значений плотности нефти по ареометру кусловиям измерений в линии плотномера:

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

А.7. Определяют потаблице 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 = 866,2кг/м3.

А.8. Вычисляютисправленный 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 потаблице 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 определенияпо таблицам Б.1, Б.2 пересчитанных значений плотности значения температурынефти в цилиндре при первом и повторном измерениях плотности ареометромпринимают равным 21,5°С.

А.10. Вычисляютисправленный результат пересчета значений плотности нефти по ареометру к 15°С:

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

А.11. Полученныерезультаты 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/м3для (t = 20°С и Р = 0МПа),

ρ15= (868,8 ± 0,7) кг/м3 для (t - 15°С и Р = 0 МПа).

Библиография

[1] ГОСТ 5496-78Трубки резиновые технические. Технические условия.

[2] ГОСТ 8505-80 Нефрас С 50/170.Технические условия.

[3] ГОСТ 18481-81Ареометры и цилиндры стеклянные. Общие технические условия.

[4] ГОСТР ИСО 5725-2002 Точность (правильность и прецизионность) методов ирезультатов измерений.

[5] ГОСТ Р 8.563-96 ГСИ. Методикивыполнения измерений

[6] ГОСТ Р 51858-2002 Нефть. Общиетехнические условия.

[7] «Рекомендации по определениюмассы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества ипоказателей качества нефти», утвержденные Приказом Минпромэнерго России от 31марта 2005 года № 69

[8] МИ 2153-2004 ГСИ.Плотность нефти. Требования к методике выполнения измерений ареометром приучетных операциях.

[9] МИ 2632-2001 ГСИ.Плотность нефти и нефтепродуктов и коэффициенты объемного расширения исжимаемости. Методы и программа расчета

[10] НПБ105-03 Определение категорий помещений, зданий и наружных установок повзрывопожарной и пожарной опасности.

[11] ППБ 01-03Правила пожарной безопасности в Российской Федерации.

[12] ТУ 25-2021.003-88Термометры ртутные стеклянные лабораторные. Технические условия.

[13] ТУ 38.401-67-108-92Нефрасы С2-80/120 и С3-80/120. Технические условия. 

561
Мне нравится
Комментировать Добавить в закладки

Комментарии могут оставлять только зарегистрированные пользователи.

Пожалуйста зарегистрируйтесь или авторизуйтесь на сайте.