ГОСТ Р 8.615-2005

Группа Т86.2

     
     
НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Государственная система обеспечения единства измерений

ИЗМЕРЕНИЯ КОЛИЧЕСТВА ИЗВЛЕКАЕМОЙ ИЗ НЕДР
НЕФТИ И НЕФТЯНОГО ГАЗА

Общие метрологические и технические требования

State system for ensuring the uniformity of measurements.
The measuring of quantity of taken from bowels oil and oil gas.
General metrological and technical requirements

     
     
ОКС 17.020

Дата введения 2006-03-01

     
     
Предисловие

     
     Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. N 184-ФЗ "О техническом регулировании", а правила применения национальных стандартов Российской Федерации - ГОСТ Р 1.0-2004 "Стандартизация в Российской Федерации. Основные положения"
     

     Сведения о стандарте

     
     1 РАЗРАБОТАН Открытым акционерным обществом "Тюменский нефтяной научно-технический центр" (ОАО "ТНЦ")
     
     2 ВНЕСЕН Управлением метрологии Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии
     
     3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 28 декабря 2005 г. N 411-ст
     
     4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ
     
     
     Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодно издаваемом информационном указателе "Национальные стандарты", а текст изменений и поправок - в ежемесячно издаваемых информационных указателях "Национальные стандарты". В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ежемесячно издаваемом информационном указателе "Национальные стандарты". Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования - на официальном сайте национального органа Российской Федерации по стандартизации в сети Интернет
     
     

     1 Область применения

     
     Настоящий стандарт устанавливает общие метрологические и технические требования к измерениям количества сырой нефти и нефтяного газа, извлекаемых из недр на территории Российской Федерации, а также нормы погрешности измерений с учетом параметров сырой нефти и нефтяного газа.
     
     Стандарт применяют в качестве основы для разработки методик выполнения измерений количества извлекаемой из недр сырой нефти и нефтяного газа и выбора конкретных средств измерений.
     
     

     2 Нормативные ссылки

     
     В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:
     
     ГОСТ Р 8.563-96 Государственная система обеспечения единства измерений. Методики выполнения измерений
     
     ГОСТ Р 8.595-2004 Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений
     
     ГОСТ Р 8.599-2003 Государственная система обеспечения единства измерений. Плотность и объем нефти. Таблицы коэффициентов пересчета плотности и массы
     
     ГОСТ Р 51858-2002 Нефть. Общие технические условия
     
     ГОСТ 8.563.2-97 Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов методом переменного перепада давления. Методика выполнения измерений с помощью сужающих устройств
     
     ГОСТ 400-80 Термометры стеклянные для испытаний нефтепродуктов. Технические условия
     
     ГОСТ 1756-2000 (ИСО 3007-99) Нефтепродукты. Определение давления насыщенных паров
     
     ГОСТ 2477-65 Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды
     
     ГОСТ 2517-85 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб
     
     ГОСТ 2939-63 Газы. Условия для определения объема
     
     ГОСТ 3900-85 Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности
     
     ГОСТ 6370-83 Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей
     
     ГОСТ 14921-78 Газы углеводородные сжиженные. Методы отбора проб
     
     ГОСТ 18481-81 Ареометры и цилиндры стеклянные. Общие технические условия
     
     ГОСТ 21534-76 Нефть. Методы определения содержания хлористых солей
     
     ГОСТ 28498-90 Термометры жидкостные стеклянные. Общие технические требования. Методы испытаний
     
     Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования - на официальном сайте национального органа Российской Федерации по стандартизации в сети Интернет или по ежегодно издаваемому информационному указателю "Национальные стандарты", который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим ежемесячно издаваемым информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный стандарт заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) стандартом. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяют в части, не затрагивающей эту ссылку.
     
     

     3 Термины и определения

     
     В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:
     
     3.1 балласт: Содержащиеся в нефти вода, хлористые соли и механические примеси.
     
     3.2 дебит скважины: Количество продукции нефтяной скважины, полученное в течение суток.
     
     3.3 измерительная установка: Установка, представляющая собой совокупность функционально объединенных мер, измерительных приборов, измерительных преобразователей и других устройств, предназначенная для измерений одной или нескольких величин и расположенная в одном месте.
     
     3.4 лицензионный участок: Геометризированный участок недр, на котором юридическому лицу предоставлено исключительное право на проведение лицензионных работ и пространственные границы которого определены в порядке, установленном Федеральным законом "О лицензировании отдельных видов деятельности" (от 08 августа 2001 г. N 128-ФЗ).
     
     3.5 масса брутто нефти: Масса нетто нефти вместе с массой балласта.
     
     3.6 масса нетто нефти: Разность массы брутто нефти и массы балласта.
     
     3.7 нефтяной газ (попутный): Смесь углеводородных и неуглеводородных газов и паров, находящихся как в свободном, так и в растворенном состоянии, выделяющихся из сырой нефти в процессе ее добычи.
     
     3.8 растворенный газ: Легкие углеводороды, в стандартных условиях находящиеся в газообразном состоянии и выделяемые из сырой нефти при технологических операциях подготовки сырой нефти.
     
     3.9 стандартные условия: Условия, соответствующие температуре, равной 15 °С или 20 °С, и избыточному давлению, равному нулю.
     
     3.10 система измерений количества и параметров нефти сырой; СИКНС: Система измерений, представляющая собой совокупность средств измерений, системы обработки информации, технологического оборудования и трубопроводной арматуры, функционирующих как единое целое, основанная на методе динамических измерений массы брутто сырой нефти и предназначенная для:
     
     - получения информации об измеряемых параметрах сырой нефти;
     
     - автоматической и ручной обработки результатов измерений;
     
     - индикации и регистрации результатов измерений и их обработки.
     
     3.11 сырая нефть: Жидкая природная ископаемая смесь углеводородов широкого физико-химического состава, содержащая свободный и растворенный газ, воду, минеральные соли, механические примеси и используемая в качестве основного сырья для производства жидких энергоносителей (бензина, керосина, дизельного топлива, мазута), смазочных масел, битумов и кокса.
     
     

     4 Сокращения

     
     В настоящем стандарте использованы следующие сокращения:
     
     ИУ - измерительная установка;
     
     МВИ - методика выполнения измерений;
     
     ПР - преобразователь расхода;
     
     СИ - средство измерений;
     
     СИКНС - система измерений количества и параметров нефти сырой.
     
     

     5 Общие положения

     
     5.1 Для измерений количества сырой нефти и нефтяного газа применяют СИ в виде ИУ и СИКНС, имеющих сертификат об утверждении типа и внесенных в Государственный реестр средств измерений в соответствии с правилами по метрологии [1].
     
     СИ подлежат государственному метрологическому контролю, осуществляемому в виде периодических поверок в соответствии с правилами по метрологии [2], проводимых органами Государственной метрологической службы или метрологическими службами юридических лиц, аккредитованными на право поверки СИ.
     
      СИ, применяемые на объектах, поднадзорных Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору, должны иметь разрешение на применение, выданное этой службой.
     
     СИ, введенные в эксплуатацию до принятия настоящего стандарта, подлежат техническому освидетельствованию на соответствие требованиям настоящего стандарта и модернизации с последующим проведением испытаний в целях утверждения типа.
     
     5.2 Измерения количества извлекаемой из недр сырой нефти и нефтяного газа выполняют по отдельным скважинам и лицензионным участкам по МВИ, аттестованным и утвержденным в порядке, установленном ГОСТ Р 8.563.
     
     5.3 Результаты измерений количества сырой нефти выражают в единицах массы, а нефтяного газа - в единицах объема, приведенного к стандартным условиям по ГОСТ 2939.
     
     

     6 Требования к измерениям количества сырой нефти и нефтяного газа по отдельной скважине

     
     6.1 Для измерений количества сырой нефти и нефтяного газа применяют ИУ с пределами допускаемой основной относительной погрешности измерений:
     
     а) массы сырой нефти: ±2,5%;
     
     б) массы нефти с содержанием воды до:
     
     70%: ±6,0%;
     
     95%: ±15,0%;
     
     98%: ±30,0%;
     
     в) объема нефтяного газа: ±5,0%.
     
     6.2 Указанную в 6.1 точность измерений обеспечивают при наличии данных о плотности нефти и воды, определенных по МВИ, аттестованным и утвержденным в порядке, установленном ГОСТ Р 8.563.
     
     6.3 Вычислительные устройства ИУ должны обеспечивать регистрацию и хранение информации о результатах измерений количества и параметров сырой нефти по каждой скважине за период не менее одного месяца.
     
     6.4 ИУ должна обеспечивать регистрацию отработанного скважинами времени.
     
     Допускается регистрация отработанного скважинами времени в контроллерах ИУ или пунктах сбора информации систем телемеханики (СКАДА-систем).
     
     6.5 Вычислительные устройства ИУ должны обеспечивать передачу на верхний уровень информационных систем (пунктов сбора информации систем телемеханики или центральных серверов корпоративных баз данных) архивной информации и информации о текущих результатах измерений.
     
     

     7 Требования к измерениям количества сырой нефти по лицензионному участку

     
     7.1 Измерения количества сырой нефти выполняют с применением СИКНС динамическими или статическими методами измерений.
     
     7.2 С помощью СИКНС выполняют измерения брутто сырой нефти, отбор проб, измерения температуры и давления нефти, определение плотности нефти и содержания в нефти воды.
     
     7.3 Измерения количества сырой нефти при пробной и опытно-промышленной разработке залежей допускается выполнять с помощью автоматизированных ИУ, в том числе мобильных.
     
     7.4 При транспортировании сырой нефти с лицензионного участка на различные объекты измерения количества сырой нефти выполняют для каждого объекта.
     
     7.5 СИКНС должны соответствовать следующим техническим требованиям:
     
     7.5.1 Состав СИКНС, технические и метрологические характеристики СИ и оборудования, входящих в состав СИКНС, должны соответствовать проекту, разработанному по техническому заданию на проектирование СИКНС, прошедшему метрологическую экспертизу и экспертизу промышленной безопасности, и требованиям настоящего стандарта.
     
     Формы технических заданий на проектирование СИКНС и разработку соответствующей МВИ приведены в приложениях А и Б.
     
     7.5.2 Обработку результатов измерений следует осуществлять с применением системы обработки информации.
     
     7.5.3 В составе СИКНС применяют СИ, имеющие сертификат об утверждении типа и внесенные в Государственный реестр средств измерений. Требования к погрешности СИ, применяемых в составе СИКНС, приведены в приложении В.
     
     7.5.4 Значения пределов допускаемой основной относительной погрешности измерений количества сырой нефти с помощью СИКНС определяют на стадии разработки технических заданий на проектирование СИКНС и разработку МВИ и проекта на основе технико-экономического анализа в зависимости от условий измерений, выбранного метода измерений и метрологических характеристик СИ.
     
     7.5.5 Пределы допускаемой основной относительной погрешности СИКНС в зависимости от содержания воды в сырой нефти приведены в таблице 1.
     
     
Таблица 1
     

     
     
     7.6 Измерения количества сырой нефти по лицензионному участку при подготовке нефти для приведения ее параметров в соответствие с требованиями ГОСТ Р 51858 выполняют по ГОСТ Р 8.595.
     
     7.7 Требования к погрешности СИ, используемых при косвенном методе статических измерений, приведены в приложении Г.
     
     

     8 Методы измерений

     
     8.1 Необходимость учета содержания нефтяного газа в свободном состоянии (далее - свободный газ) и растворенного газа в сырой нефти (далее - растворенный газ) определяют в зависимости от условий сепарации и откачки сырой нефти. Если сырую нефть откачивают через СИКНС из резервуаров и СИКНС расположена на выходе насосов, а также при откачке сырой нефти из сепараторов, если давление в СИКНС всегда выше давления сепарации, корректировку массы сырой нефти на свободный газ не проводят.
     
     8.2 Корректировку на свободный газ проводят в том случае, если в сырой нефти при сдаче потребителю установлено его наличие.
     
     При отсутствии на СИКНС стационарных СИ содержания свободного газа допускается выполнять измерения содержания свободного газа переносными СИ.
     
     8.3 Корректировку массы сырой нефти на растворенный газ выполняют по результатам определения количества растворенного газа в соответствии с МВИ, аттестованными и утвержденными в порядке, установленном ГОСТ Р 8.563.
     
     8.4 Для измерений массы сырой нефти и объема нефтяного газа по отдельной скважине применяют бессепарационные и сепарационные методы с использованием ИУ.
     
     8.4.1 К бессепарационным методам относят методы с использованием мультифазных и мультифазных парциальных установок.
     
     8.4.1.1 Метод с использованием мультифазных установок позволяет непосредственно определять расходы нефти, воды и нефтяного газа в потоке.
     
     8.4.1.2 Метод с использованием мультифазных парциальных установок заключается в разделении смеси с помощью мини-сепараторов на нефтяной газ, нефть и воду и последующих измерениях значений их расходов непосредственно в потоке.
     
     8.4.2 К сепарационным методам относят методы, основанные на разделении в сепараторе смеси, поступающей из нефтяной скважины, на нефтяной газ и нефть. Объемный расход нефтяного газа измеряют счетчиком газа, и его значение приводят к стандартным условиям. Нефть накапливают в емкости, а время накопления фиксируют.
     
     8.4.2.1 Сепарационный метод с отстоем воды
     
     Сырую нефть выдерживают в емкости до расслоения на пластовую воду и нефть. Затем воду и нефть сливают отдельно, измеряя их массы прямым методом динамических измерений.
     
     8.4.2.2 Сепарационный метод, основанный на прямом методе измерений массы
     
     Массу сырой нефти в емкости измеряют прямым методом статических измерений или прямым методом динамических измерений при сливе. С помощью влагомера при сливе или в лаборатории по отобранной пробе измеряют содержание воды в сырой нефти. На основе этих данных вычисляют массы воды и нефти.
     
     8.4.2.3 Сепарационный метод, основанный на косвенном методе динамических измерений массы
     
     Объем сырой нефти измеряют с помощью счетчика объема при сливе. С помощью влагомера при сливе или в лаборатории по отобранной пробе измеряют содержание воды в сырой нефти. Плотность нефти и воды определяют в лаборатории по отобранной пробе. На основе этих данных вычисляют массы воды и нефти.
     
     8.4.2.4 Сепарационный метод, основанный на гидростатическом принципе
     
     Массу сырой нефти измеряют косвенным методом, основанным на гидростатическом принципе. Для этого измеряют гидростатическое давление сырой нефти и объем сырой нефти с помощью мер вместимости. С помощью влагомера при сливе или в лаборатории по отобранной пробе измеряют содержание воды в сырой нефти. На основе этих данных вычисляют массы воды и нефти.
     
     8.5 При измерениях количества сырой нефти с помощью СИКНС метод измерений выбирают при разработке МВИ в зависимости от содержания воды в сырой нефти, типа преобразователя расхода (объемный, массовый), наличия плотномера, наличия и типа влагомера.
     
     8.6 Измерения количества сырой нефти при сдаче нефти по резервуарам выполняют косвенным методом статических измерений или косвенным методом, основанным на гидростатическом принципе.
     
     8.6.1 Количество сырой нефти в резервуарах определяют в порядке, приведенном в приложении Д.
     
     8.6.2 Если в процессе транспортирования и сдачи сырой нефти на подготовку происходит окончательное разгазирование при температуре большей, чем в градуированном резервуаре, с помощью которого осуществляют прием-передачу, то вводят дополнительный коэффициент, учитывающий уменьшение массы сырой нефти при окончательном разгазировании. Кроме того, вводят коэффициент технологических потерь сырой нефти от испарения в технологических и товарных резервуарах.
     
     8.6.3 Корректировку на свободный газ при определении массы сырой нефти данным методом не проводят, так как все операции выполняют в открытых резервуарах после полного удаления свободного газа.
     
     8.7 Отбор проб сырой нефти проводят по каждой партии нефти по ГОСТ 2517 с учетом следующих требований:
     
     8.7.1 Используют пробозаборное устройство щелевого типа с одним или пятью отверстиями.
     
     8.7.2 Перед пробозаборным устройством устанавливают диспергатор.
     
     8.7.3 Автоматический пробоотборник настраивают таким образом, чтобы он отбирал точечные пробы через равные объемы перекачанной сырой нефти.
     
     8.7.4 Отбор пробы нефти из резервуара проводят после отстоя не менее двух часов и полного удаления отстоявшейся воды и загрязнений.
     
     8.8 Определение содержания воды, хлористых солей и механических примесей в сырой нефти проводят по ГОСТ 2477, ГОСТ 21534, ГОСТ 6370 или поточными и лабораторными анализаторами.
     
     

     9 Требования к измерениям количества нефтяного газа

     
     9.1 Измерения количества сепарированного нефтяного газа по скважинам выполняют с помощью СИ, имеющих сертификат об утверждении типа и внесенных в Государственный реестр средств измерений, или с помощью сужающих устройств по ГОСТ 8.563.2 при контроле режима работы скважин и технологии разработки месторождений.
     
     9.2 Результаты измерений количества нефтяного газа выражают в соответствии с 5.3.
     
     9.3 Количество нефтяного газа, извлекаемого из недр по лицензионному участку, определяют по сумме измерений по всем газовым линиям, имеющимся на данном лицензионном участке (включая факельные линии).
     
     При применении газлифтного способа добычи нефти осуществляют измерения количества закачанного газа.
     
     9.4 Методику расчета погрешности измерений количества нефтяного газа включают в МВИ.
     
     9.5 Предел допускаемой основной относительной погрешности измерений объема нефтяного газа не должен превышать 5%.
     
     9.6 Пробы для определения показателей качества нефтяного газа отбирают в соответствии с ГОСТ 14921.
     
     9.7 Проектирование систем учета нефтяного газа осуществляют на основании технического задания на проектирование, утвержденного организацией-заказчиком в соответствии с руководящим документом [3].
     
     9.8 Системы учета нефтяного газа должны соответствовать проекту, разработанному по техническому заданию на проектирование и прошедшему метрологическую экспертизу и экспертизу промышленной безопасности, и требованиям настоящего стандарта.
     
     

Приложение А
(рекомендуемое)

     
Форма технического задания на проектирование системы измерений
 количества и параметров нефти сырой

     
      Примечания
     
     1 Избыточное давление сырой нефти на выходе СИКНС должно обеспечивать бескавитационную работу турбинного ПР и должно быть не менее определенного по формуле
     

,

     
где  - избыточное давление на выходе СИКНС, МПа;
     
      - давление насыщенных паров, определенное в соответствии с ГОСТ 1756 при максимальной температуре сырой нефти в СИКНС, МПа;
     
      - перепад давления на турбинном ПР, указанный в техническом паспорте, МПа;
     
      - давление на выходе СИКНС, Мпа.
     
     2 При разработке технического задания на проектирование СИКНС предусматривают меры, исключающие возможность выделения свободного нефтяного газа из сырой нефти. Давление , МПа, устанавливают по формуле
     

,

     
где  - максимально допускаемое давление сепарации в установке перед СИКНС, МПа;
     
     =0,1...0,5 МПа (запас по давлению).
     
     3 Измерения содержания остаточного свободного и растворенного газа в сырой нефти на СИКНС выполняют при двух крайних значениях давления на СИКНС через равные промежутки времени в течение периода, установленного программой исследований.
     
     

Приложение Б
(рекомендуемое)

     
Форма технического задания на разработку методики выполнения измерений
 "Масса сырой нефти. Методика выполнения измерений с помощью СИКНС N__"

     
     
Приложение В
(рекомендуемое)

     
Требования к погрешности средств измерений, применяемых в составе
 системы измерений количества и параметров нефти сырой

     
Таблица В.1 - Требования к погрешности средств измерений, применяемых в составе СИКНС
     

     

Приложение Г
(рекомендуемое)

     
Требования к погрешностям измерений и средств измерений,
используемых при косвенном методе статических измерений

     
Таблица Г.1 - Требования к погрешностям измерений и средств измерений, используемых при косвенном методе статических измерений
     

     
     
Приложение Д
(рекомендуемое)

     
Порядок определения массы сырой нефти косвенным
 методом статических измерений

     
     Д.1 Перечень СИ и требования к погрешности приведены в приложении Г.
     
     Д.2 Основные требования к условиям эксплуатации
     
     Д.2.1 Технологическая обвязка и запорная арматура резервуаров и СИКНС должны быть технически исправны и не допускать перетока и утечки сырой нефти.
     
     Д.2.2 Для обеспечения учетных операций резервуары следует подвергать периодической очистке от пирофорных отложений, высоковязких остатков, минеральных загрязнений, ржавчины, воды.
     
     Д.2.3 Базовую высоту резервуара измеряют один раз в год.
     
     Д.2.4 Прием и сдачу сырой нефти с использованием резервуаров проводят после не менее чем двухчасового отстоя, удаления отстоявшейся воды и загрязнений.
     
     Д.3 Основные требования к проведению измерений объема, плотности и температуры сырой нефти
     
     Д.3.1 Уровень общего объема сырой нефти в резервуарах измеряют стационарными уровнемерами или вручную измерительной рулеткой с грузом.
     
     Измерения уровня рулеткой выполняют в соответствии с 7.1.6 рекомендаций по метрологии [5].
     
     Д.3.2 Измерения уровня воды в резервуарах выполняют в соответствии с 7.1.6 рекомендаций по метрологии [5].
     
     Д.3.3 Для определения фактического объема нефти из объема, соответствующего уровню наполнения резервуара, следует вычесть объем воды.
     
     Д.3.4 Плотность нефти измеряют плотномером в соответствии с инструкцией по его эксплуатации или по ГОСТ 3900 и рекомендации [6] по объединенной пробе нефти, отобранной в соответствии с ГОСТ 2517 из резервуара или трубопровода, по которому проводят закачку (откачку) нефти. Полученное значение плотности приводят к средней температуре нефти в резервуаре в соответствии с рекомендацией [6].
     
     Д.3.5 Среднюю температуру нефти в резервуаре определяют с помощью стационарного преобразователя температуры в соответствии с требованиями инструкции по его эксплуатации одновременно с измерениями уровня или путем ее измерений при отборе точечных проб.
     
     При отборе объединенной пробы стационарными пробоотборниками в один прием по ГОСТ 2517 определяют среднюю температуру нефти путем измерений температуры этой пробы термометром.
     
     При отборе точечных проб температуру нефти в пробе определяют в течение двух-трех минут после отбора пробы, при этом переносной пробоотборник выдерживают на уровне отбираемой пробы не менее пяти минут. Термометр погружают в нефть на глубину, указанную в техническом паспорте на данный термометр, и выдерживают в пробе до принятия столбиком ртути постоянного положения.
     
     Среднюю температуру нефти рассчитывают по температуре точечных проб, используя соотношение для составления объединенной пробы из точечных по ГОСТ 2517.
     
     Допускается измерять температуру нефти преобразователем температуры, входящим в состав переносного плотномера или электронных рулеток, с одновременными измерениями плотности или уровня.
     
     Д.3.6 Массу брутто сырой нефти , кг, при приведении результатов измерений объема и плотности нефти к стандартным условиям вычисляют по формуле
     

,                                                                (Д.1)

     
где ,  - плотность и объем нефти, приведенные к стандартным условиям.
     
     Плотность нефти, приведенную к температуре 15 °С, , кг/м, вычисляют по формуле
     

,                                                           (Д.2)

     
где  - плотность нефти, измеренная ареометром в лаборатории или преобразователем плотности, кг/м;
     
      - поправочный коэффициент на температурное расширение стекла для ареометров, вычисляемый по рекомендации [6] (если плотность измеряют преобразователем плотности, коэффициент  принимают равным единице);
     
      - поправочный коэффициент, учитывающий влияние температуры на плотность нефти, определенный для температуры нефти в лаборатории или преобразователем плотности и вычисляемый по Руководству [7].
     
       Плотность нефти, приведенную к температуре 20 °С, , кг/м, вычисляют по формуле
     

.                               (Д.3)

     
     Объем нефти, приведенный к температуре 15 °С, , м, вычисляют по формуле
     

,                    (Д.4)

     
где  - объем нефти в мере вместимости на измеряемом уровне , определяемый по градуировочной таблице меры вместимости, составленной при температуре 20 °С, м. Данные градуировочных таблиц соответствуют температуре стенки мер вместимости, равной 20 °С;
     
      - температурный коэффициент линейного расширения материала стенки меры вместимости, значение которого принимают равным 12,5·10 1/°С для стали и 10·10 1/°С для бетона;
     
      - температурный коэффициент линейного расширения материала средства измерений уровня (например, измерительной рулетки с грузом, метроштока, уровнемера поплавкового типа). Его значения принимают равными 12,5·101/°С для нержавеющей стали и 23·10 1/°С для алюминия. В случае необходимости вводят температурные поправки к измеренному уровню, при этом значение коэффициента  принимают равным нулю;
     
      - температура стенки меры вместимости, принимаемая равной температуре нефти в мере вместимости, °С;
     
      - поправочный коэффициент, учитывающий влияние температуры на объем нефти, определенный для температуры нефти в мере вместимости или мере полной вместимости и вычисляемый по Руководству [7].
     
     Объем нефти, приведенный к температуре 20 °С, , м, вычисляют по формуле
     

.                                          (Д.5)

     
     Д.3.7 Плотность нефти допускается приводить к плотности при температуре 15 °С или 20 °С по рекомендациям по метрологии [5], стандартам [8], [9] или [10].
     
     Д.3.8 Плотность нефти при температуре 20 °С допускается приводить к плотности нефти при температуре 15 °С и наоборот по ГОСТ Р 8.599.
     
     Д.3.9 Массу нефти , кг, при приведении плотности нефти, измеренной в лаборатории, к условиям измерений объема нефти в мере вместимости или мере полной вместимости допускается вычислять по формуле
     

,          (Д.6)

     
где  - объем нефти в мере вместимости на измеряемом уровне , определяемый по градуировочной таблице меры вместимости, составленной при температуре 20 °С, м;
     
      - плотность нефти, измеренная в лаборатории при температуре , кг/м;
     
      - температурный коэффициент линейного расширения материала стенки меры вместимости, значения которого принимают равными 12,5·10 1/°С для стали и 10·10 1/°С для бетона;
     
      - температурный коэффициент линейного расширения материала средства измерений уровня (например, измерительной рулетки с грузом, метроштока, уровнемера поплавкового типа). Его значения принимают равными 12,5·10 1/°С для нержавеющей стали и 23·10 1/°С для алюминия;
     
      - температура стенки меры вместимости, принимаемая равной температуре нефти в мере вместимости, °С.
     
      - коэффициент объемного расширения нефти, значения которого определяют по рекомендации [6].
     
     Формулу (Д.6) допускается применять при разности температур  и  не более 15 °С.
     
     Д.3.10 Массу нефти , кг, принятой в меру вместимости или отпущенной из нее, определяют как абсолютное значение разности масс по формуле
     

,                                                        (Д.7)

     
где ,  - массы, вычисленные по формуле (Д.1) или (Д.6) в начале и конце операции соответственно.
     
     Д.3.11 Массу нетто нефти , кг, вычисляют по формуле

     
,                                                     (Д.8)

     
где  - масса брутто нефти, кг, измеренная одним из методов;

     
      - масса балласта, кг, вычисленная по формуле
     

,                                       (Д.9)

     
где  - массовая доля воды в нефти, %;
     
      - массовая доля хлористых солей в нефти, %;
     
      - массовая доля механических примесей в нефти, %.
     
     Д.3.11.1 Массовую долю воды в нефти определяют по ГОСТ 2477. Допускается измерять массовую долю воды в нефти поточным влагомером при откачке нефти из меры вместимости.
     
     Д.3.11.2 Массовую долю хлористых солей в нефти определяют по ГОСТ 21534.
     
     Д.3.11.3 Массовую долю механических примесей в нефти определяют по ГОСТ 6370.
     
     

Библиография

     
     
     
Текст документа сверен по:
официальное издание
М.: Стандартинформ, 2006