Государственный научный метрологический центр
ФГУП «Всероссийский научно-исследовательский институт метрологии
им. Д.И. Менделеева»
(ГНМЦ ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева»)
Госстандарта России

Государственная система обеспечения единства измерений

ПЛОТНОСТЬ НЕФТИ
Требования к методикам выполнения измерений ареометром
при учетных операциях

МИ 2153-2004

г. САНКТ-ПЕТЕРБУРГ 2003 г.

РАЗРАБОТАНА	Государственным научным метрологическим центром ФГУП Всероссийским научно-исследовательским институтом метрологии им. Д.И. Менделеева
ИСПОЛНИТЕЛИ	Домостроева Н.Г. - кандидат технических наук, Гершун М.А. - кандидат технических наук, Снегов В.С. - кандидат технических наук
РАЗРАБОТАНА	ЗАО «ИМС Инжиниринг»
ИСПОЛНИТЕЛИ	Кожуров В.Ю., Аблина Л.В., Дворяшин А.А. - кандидат физико-математических наук, Сагдеев Р.С.
УТВЕРЖДЕНА
ЗАРЕГИСТРИРОВАНА
Взамен МИ 2153-2001

2.8 Емкости для отбора и переноса пробы нефти.

2.9 Бензин-растворитель по ТУ 38.401-67-108.

2.11 Вода дистиллированная однократной перегонки по ГОСТ 6709 .

Допускается применять другие средства измерений и материалы, обеспечивающие измерения плотности в соответствии с настоящей рекомендацией.

3 Метод измерений

3.1 Методику, изложенную в настоящей рекомендации, применяют при определении массы нефти косвенным методом динамических и статических измерений в случае отсутствия или отказа поточного преобразователя плотности (поточного ПП) и для контроля поточных ПП.

3.2 Сущность метода заключается в погружении ареометра в испытуемую пробу нефти, снятии показаний по шкале ареометра при температуре испытаний и пересчете показаний ареометра к температуре и давлению, при которых определен объем нефти. При контроле поточных ПП показания ареометра пересчитывают к температуре и давлению нефти в плотномере в момент отбора пробы для контроля.

4 Требования безопасности, охраны окружающей среды и требования к квалификации операторов

При проведении измерений плотности нефти соблюдают следующие требования безопасности:

4.1 Помещение для проведения измерений плотности нефти по пожарной опасности относят к категории А. Оно соответствует требованиям «Правил пожарной безопасности для промышленных предприятий», утвержденных Главным управлением пожарной охраны МВД России.

4.2 Помещение оборудовано устройствами приточно-вытяжной вентиляции и вытяжными шкафами. Лиц, выполняющих измерения, обеспечивают средствами индивидуальной защиты.

4.3 Легковоспламеняющиеся поверочные и промывочные жидкости размещают в металлических канистрах для хранения нефтепродуктов. Канистры помещают в специально предназначенные для хранения нефтепродуктов помещения или металлические шкафы.

4.4 К выполнению измерений допускают лиц не моложе 18 лет, прошедших инструктаж по технике безопасности и изучивших эксплуатационную документацию на применяемые средства измерений и настоящую рекомендацию.

5 Условия измерений и подготовка к выполнению измерений

5.1 Все применяемые средства измерения поверены, имеют действующие свидетельства о поверке или оттиски поверительных клейм.

5.2 Измерения проводят в блоке измерений параметров качества нефти (БИК) или в помещении испытательной (аналитической) лаборатории.

5.3 При выполнении измерений соблюдают следующие условия:

5.4 Если температура пробы нефти перед заполнением измерительного цилиндра отличается от температуры окружающего воздуха более чем на 3 °С, используют теплоизолированный, термостатируемый или встроенный в трубопровод цилиндр.

5.6 Заполнение измерительного цилиндра или другой емкости при отборе пробы, расфасовке и испытаниях проводят закрытым способом при помощи трубки, опущенной до дна.

5.7 Перед проведением измерений пробу нефти в пробоприемнике или другом сосуде перемешивают без нарушения герметичности (вместимость контейнера и объем отобранной пробы позволяют проводить равномерное перемешивание).

5.8 Ареометры, цилиндры, пробоприемник и другое применяемое оборудование моют нефрасом или горячей водой и сушат на воздухе.

6 Выполнение измерений

7.6 За результат измерений плотности нефти принимают значение, вычисленное согласно п. . Запись и округление чисел проводят до четырех значащих цифр.

Владимир Хомутко

Время на чтение: 4 минуты

А А

Как определить абсолютную и относительную плотность нефти и нефтепродуктов?

Плотность нефти и нефтепродуктов – одна из важнейших характеристик нефти и нефтепродуктов, поэтому так важна точность её определения.

Различают два показателя этого параметра – абсолютный и относительный.

Абсолютной плотностью нефти и нефтепродуктов называют количество массы в единице объема. Она измеряется в граммах, килограммах и тоннах на кубический сантиметр или метр (г/см3, кг/м3). Определение этого показателя производят при 20-ти градусах Цельсия.

Относительная плотность представляет собой отношение плотности светлых нефтепродуктов или плотности нефти и темных нефтяных фракций, к значению этого параметра для дистиллированной воды при определенных температурах обеих жидкостей. Единицы измерения этот показатель не имеет. В нашей стране его определяют при 20-и градусах, а дистиллированной воды – при 4-х.

Этот показатель можно определить следующими методами:

• определение ареометром и денсиметром;
• пикнометрический метод;
• расчетный метод.

Измерение плотности нефтепродукта с помощью ареометра и денсиметра

Ареометры меряют как плотность нефти и нефтепродуктов, так и их температуру, а денсиметры – только плотность нефтепродуктов. Этот метод регламентируется ГОСТ-ом 3900 – 85 и заключается в том, что в исследуемый продукт погружают отградуированный ареометр, а затем производят отсчет показаний по шкале прибора при текущих условиях исследований. После этого полученный результат приводят к нормальному показателю при 20-ти градусах (для этого существует специальная таблица).

Эти измерительные средства имеют следующие пределы (г/см³):

• авиационные бензины – от 0,65 до 0,71;
• автомобильные бензины – от 0,71 до 0,77;
• керосин – от 0,77 до 0,83;
• дизтопливо и масла (индустриальные) – от 0,83 до 0,89;
• темные масла и нефтепродукты – от 0,89 до 0,95.

Процесс исследования происходит следующим образом:

№	Полезная информация
1	стеклянный цилиндр устанавливается на ровную поверхность
2	затем в него наливают заранее взятую пробу исследуемого продукта таким образом, чтобы не образовались воздушные пузырьки, и не было потери объема от испарения
3	пузырьки, которые появляются на поверхности – убирают с помощью фильтровальной бумаги
4	замеряют температуру пробы перед замером и после него, используя тот же ареометр, или, в случае применения денсиметра, отдельным прибором (температура пробы должна быть постоянной с отклонениями не более 0,2 градуса)
5	осторожно опускают в сосуд сухой и чистый прибор, держа его за верхний конец
6	когда колебания измерителя прекратятся, считывают показания с верхнего или нижнего мениска (в зависимости от калибровки)
7	полученный результат является плотностью нефти или нефтепродукта при текущих условиях
8	температура проведения испытания округляется до ближайшей, которая есть в таблице
9	по той же таблице, используя полученные результаты, определяют показатель этого параметра нефтепродукта при 20° Цельсия

Суть метода в том, что в пикнометр, представляющий собой отградуированный сосуд, наливают пробу испытываемого продукта, затем нагревают (или охлаждают) его до 20° и проводят взвешивание на специальных весах, погрешность которых не больше, чем 0,0002 грамма. Полученный результат является относительным показателем.

Такой расчет основан на зависимости этого параметра от температуры нефтепродукта.

Последовательность расчетов:

• из паспорта исследуемого продукта берут показатель его плотности при 20°;
• замеряют среднюю температуру испытуемого продукта;
• вычисляют разницу между полученным результатом и 20°, округляя её до целого;
• в специальной таблице находят поправку на один градус отклонения, которая соответствует паспортному значению параметра при плюс 20°;
• полученная определяющая поправка умножается на разницу температур;
• полученный результат прибавляют к паспортному, если температура проведения исследования ниже 20°, или вычитают из него, если Т > 20-ти.

0,650…0,659 – 0,000962; 0,660…0,669 – 0,000949; 0,670…0,679 – 0,000936;

0,680…0,689 – 0,000925; 0,6900…0,6999 – 0,000910; 0,7000…0,7099 – 0,000897;

0,7100…0,7199 – 0,000884; 0,7200…0,7299 – 0,000870;0,7300…0,7399 – 0,000857;

0,7400…0,7499 – 0,000844; 0,7500…0,7599 – 0,000831; 0,7600…0,7699 – 0,000818;

0,7700…0,7799 – 0,000805; 0,7800…0,7899 – 0,000792; 0,7900…0,7999 – 0,000778;

0,8000…0,8099 – 0,000765; 0,8100…0,8199 – 0,000752; 0,8200…0,8299 – 0,000738;

0,8300…0,8399 – 0,000725; 0,8400…0,8499 – 0,000712; 0,8500…0,8599 – 0,000699;

0,8600…0,8699 – 0,000686; 0,8700…0,8799 – 0,000673; 0,8800…0,8899 – 0,000660;

0,8900…0,8999 – 0,000647; 0,9000…0,9099 – 0,000633; 0,9100…0,9199 – 0,000620;

0,9200…0,9299 – 0,000607; 0,9300…0,9399 – 0,000594; 0,9400…0,9499 – 0,000581;

0,9500…0,9599 – 0,000567; 0,9600…0,9699 – 0,000554; 0,9700…0,9799 – 0,000541;

0,9800…0,9899 – 0,000528; 0,9900…1,000 – 0,000515.

Для лучшего понимания этой методики рассмотрим пример.

В современном мире нефтяная промышленность есть достаточно развитой отраслью. Можно привезти массу примеров где используются продукты, произведенные нефтеперерабатывающими, нефтехимическими, полимерными и другими заводами. Первое, что приходит на ум - бензин, дизельное топливо, мазут, смола… Это саамы распространенные продукты, которые используются в мире.

Любой продукт требует контроля. До того как его испытать нужно его протестировать. Одним из самых важных показателей для нефтепродуктов есть плотность.

Идея измерения плотности ареометром заключается в том, чтобы зафиксировать уровень нефтепродукта на его шкале ареометра при различной глубине погружения ареометра в жидкость. Величина погружаемости ареометра обратнопропорциональна плотности измеряемой жидкости, т.е. чем ниже плотность жидкости, тем больше погрузится в нее ареометр.

Ареометр - прибор, который представляет собой стеклянную полую трубку (рис.1) зауженную в верхней части и герметично запаянную с обоих концов. В нижней части ареометра находится груз (как правило металлическая дробь), вверху - шкала плотности. Масса ареометра за ранее известна и точно отрегулирована.

Ареометры нефтепродуктов или денсиметры производят трех исполнений. У ареометров первого исполнения (АНТ-1 ) цена деления шкалы равна 0,5 кг/м3, у ареометров второго и третьего исполнения (АНТ-2 и АН ) - 1 кг/м3. У ареометров первого и второго исполнения есть встроенный термометр с диапазонами измерения температуры от -20 до +40 0 С. Ареометр АН термометра не имеет.

Для испытуемого нефтепродукта используют ареометр с соответствующим диапазоном шкалы, например: для бензинов - 640-780, для керосинов - 765-855, для дизельных топлив - 770-870. Затем подбирают цилиндр, чтобы его высота обеспечивала погружение ареометра при этом ареометр не касался дна цилиндра. Обычно для АНТ-1 используют цилиндры высотой 50см, для АНТ-2 - 35 см.

Рис. 1. Отсчет плотности по шкале денсиметра

1 - шкала плотности

2 - линия отсчета

3 - термометр

Рис. 2. Шкалы ареометров для нефти

а - первого типа

б - второго типа

в - третьего типа

Измерение плотности нефтяных продуктов, у которых вязкость при 50ос меньше 200`10-6 м 2 /сек (200сст)

В чистый стеклянный или пластиковый цилиндр помещают испытуемую жидкость и выдерживают некоторое время столько, чтобы температура жидкости была равна температуре окружающей среды. Нефтепродукт в цилиндр должно быть столько, чтобы ареометр, погруженный в него, плавал, а нефтепродукт выливался с цилиндра

После того, как ареометр обретет состояния спокойствия в цилиндре и температура его будет равна температуре нефтепродукта, нужно снять показания со шкалы плотности по верхнему краю мениска. При съеме показания глаз наблюдателя должен находится на уровне мениска на расстоянии 20-30 см от ареометра. Температуру нефтепродукта измеряют или встроенным термометром, или дополнительным термометром, как правило, таковыми выступают термометры серии ТЛ-4.

Измерение плотности нефтяных продуктов, у которых вязкость при 50ос больше 200`10-6 м 2 /сек (200сст)

В нефтепродукты повышенной вязкости ареометр не погружается. Поэтому перед определением плотности данные нефтепродукты разбавляют равным объемом керосина, плотность которого заранее известна. Эту смесь тщательно размешивают до однородной, и далее измеряют плотность также как и для жидких нефтепродуктов.

Плотность испытуемого нефтепродукта вычисляется по формуле:

где П1 - плотность смеси нефтепродукта с керасином

П2 - плотность керосина

Определение плотности пикнометром

Определения плотности пикнометром заключается в определении массы испытуемого нефтепродукта, заключенного в точно установленном объеме.

Пикнометры представляют собой стеклянные сосуды различной формы 5, 10 и 25 мл., закрывающиеся пришлифованной пробкой. Они могут быть двух типов: первые имеют капиллярное отверстие в пришлифованной пробке чтобы можно было удалять лишнее количество испытуемого вещества, у других имеется кольцевая метка на горловине для точного дозирования испытуемого нефтепродукта в пикнометр.

Для определения плотности нефтепродукта с помощью пикнометра предварительно устанавливают «водное число» пикнометра, т.е. массу воды в заданном объеме пикнометра при температуре 20 0 С. Затем пикнометр осторожно наполняют при помощи пипетки нефтепродуктом, помещают в термостат или водяную баню с температурой 20 0 С и выдерживают до тех пор, пока уровень испытуемого нефтепродукта не перестанет изменяться. Массу пикнометра измеряют с точностью до 0,0002г и определяют массу пикнометра с нефтепродуктом. Затем пользуясь формулами и таблицами, определяют плотность нефтепродукта.

Определение плотности нефти, нефтепродуктов выполняют ареометрами по ГОСТ 3900-85 в пробе, отобранной из резервуара, емкости или цистерны. В работе используют ареометры типа АН, АНТ1 с ценой деления 0,5 кг/м 3 по ГОСТ 18481-81Е.

Сущность метода заключается в погружении ареометра в испытуемый продукт и снятии показаний по шкале ареометра при температуре испытания. Показания отсчитывают по верхнему мениску, так как ареометры АН и АНТ1 отградуированы на верхний мениск (см. рис. 4.1)

Рис. 4.1 – Определение плотности нефтепродуктов ареометром

Цилиндры могут быть стеклянными или металлическими, их размеры обеспечивают всплытие ареометра. Цилиндры устанавливаются на ровную плоскую поверхность.

Термометры должны соответствовать ГОСТ 28498 тип А жидкостной или тип ТИН5 по ГОСТ 400-80 с ценой деления 0,1 °С.

Допускается температуру испытуемой пробы измерять до и после измерения плотности по термометру ареометра, при точных измерениях – дополнительным термометром. При этом допускается температуру измерять на резервуаре, а плотность измерять в принесенной пробе в лаборатории, доводя температуру испытания в лаборатории до температуры резервуара.

Отсчет по шкале ареометра соответствует плотности продукта по температуре испытания.

Для измерения количества нефти или нефтепродуктов по известному объёму плотность определяют при температуре, при которой измерен объём.

ГОСТ 3900-85 имеет приложение 1, по которому осуществляют перевод значений плотности от измеренной температуры до значений плотности при 20 для заполнения паспортов или перевода объёма и плотности к стандартным условиям (20 °С, Р изб = 0).

ГОСТ 3900-85 определяет замер плотности при давлении, равном атмосферному. Чтобы при необходимости учесть давление в трубопроводе, в дополнение к ГОСТ 3900-85 изданы методические указания МИ 2153-2001, которые определяют порядок пересчета показаний ареометра при атмосферном давлении и какой-либо температуре к температуре и давлению, при которых известен объём, и имеет приложение для пересчета плотности от температуры t°С к 15 °С при атмосферном давлении, так как в настоящее время стандартными условиями считаются 15 °С, Р изб = 0.

Пересчет плотности с учетом температуры и давления проводится по формуле 4.5:

, (4.5)

ρ ар – плотность, замеренная ареометром;

β – коэффициент объёмного расширения, гр -1 ;

t ар - температура при измерении плотности ареометром, °С;

t – температура, при которой замерялся объём;

γ – коэффициент сжимаемости нефти, МПа -1 , приведен в МИ;

Р – избыточное давление, при котором определен объём.

Определение плотности производится в пробе, отобранной из резервуаров, емкостей, трубопроводов, железнодорожных и автомобильных цистерн.

Для количественной оценки нефти, нефтепродукта объёмно-массовым статическим методом операция по отбору проб является столь же важной, как и определение плотности.

Отбор проб регламентируется ГОСТ 2517-85.

Так как транспортировке по трубопроводам подлежат, как правило, нефти, бензины с давлением насыщенных паров ниже 750 мм рт. ст. (ниже 100 кПа), то из этого ГОСТ нас будут интересовать те сведения, которые относятся к данным нефтям и нефтепродуктам.

Отбор проб продукта с Р н.р. <750 мм рт. ст. из резервуаров типа РВС производится:

Стационарными пробоотборниками с перфорированной заборной трубкой, расположенной внутри резервуара от замерного люка до днища резервуара. Чтобы смешение всех частей продукта по высоте трубки отвечало необходимому соотношению между верхом, серединой и нижней частью, перфорацию (отверстия) выполняют на расстоянии в соответствии с рис. 4.2;

Стационарными пробоотборниками, обеспечивающими отбор продукта с трёх уровней;

Переносными пробоотборниками, которые могут быть металлическими, бутылки в металлической оплетке, термостатированные.

Для горизонтальных резервуаров и цистерн, как правило, используются ручные пробоотборники.

Для отбора проб из трубопроводов используют автоматические и ручные пробоотборники.

Схемы пробоотборных устройств показаны на рис. 4.2 – 4.5.

Рис. 4.2 – Пробоотборное устройство с перфорированной трубкой

1 – максимальный уровень продукта;

2 – корпус резервуара;

3 – перфорированная стойка;

Рис. 4.3 – Пробоотборное устройство с отбором с трёх уровней

1 – поплавок;

2 – несущий шарнирный рычаг;

3, 4, 5 – пробоотборные трубки, открытые на верхнем конце;

6 – шарнир;

7 – пробоотборные краны

Рис. 4.4 – Переносной пробоотборник

1 – корпус с входным отверстием и трубкой, продукт входит
под действием силы тяжести;

2 – крышка;

3 – штуцер для выхода вытесняемого воздуха

Рис.4.5 – Термостатированный пробоотборник

1 – бутылка;

2 – каркас из металлических полос прутков с утяжеленным днищем;

3 – пробка;

4 – веревочные тросики для спуска пробоотборника и открытия пробки

Термостатированные пробоотборники состоят из цилиндра, окруженного внешним изоляционным покрытием. Верх цилиндра закрыт пробкой. Размеры: высота – 250 мм, диаметр – 80 мм.

Пробоотборник служит для переноса пробы от резервуара в лабораторию, если температура окружающей среды и продукта значительно отличаются друг от друга.

Все переносные пробоотборники должны иметь массу, обеспечивающую их погружение в слой жидкости в резервуаре с дальнейшей установкой на днище резервуара.

Для отбора проб из трубопровода при диаметре больше 400 мм чаще всего используют пятислойные пробоотборники (рис. 4.6.). Пять трубок, расположенных на разных расстояниях от центра, дают возможность отобрать пробу из 5 точек по диаметру трубы.

Рис. 4.6 – Пятислойные пробоотборники

1 – трубки;

2 – крышка;

3 – внешняя пробоотборная трубка;

4 – вентиль

Диаметры трубок:

d 1 – по центру трубопровода (1 трубка);

d 2 – 0,4 диаметра от центра (2 трубки);

d 3 - 0,8 диаметра от центра (2 трубки).

Соотношение d 1:d 2:d 3 = 6:10:13. Расчет диаметра трубок определяется из условия: скорость жидкости на входе в пробоотборное устройство должна быть не менее 1/2 и не больше, чем в 2 раза скорости потока в трубопроводе.

Для автоматического отбора проб необходимо собрать дополнительную схему, которая выглядит как показано на рис. 4.7

Проба прокачивается насосом 5 и с помощью регуляторов 6, 7 через определенные промежутки времени попадает в приёмник 8. Запорное устройство 7 приводится в действие с помощью электрического, пневматического или электромагнитного привода, который включается по заданной программе. Кран 4 и приёмник 3 предусматриваются для ручного отбора проб при неработающем автоматическом отборе.

Рис. 4.7 – Схема для автоматического отбора проб

1 – трубопровод;

2 – пробозаборное устройство;

3, 8 – пробоприёмники;

5 – насос;

6 – регулятор;

7 – запорное устройство;

9 – обратный клапан;

Основные правила отбора проб из резервуаров следующие :

Перед отбором проб продукт отстаивают не менее 2 часов, затем удаляют отстой воды и загрязнений;

Точечные пробы продукта из РВС допускается отбирать стационарными или переносными пробоотборниками с трех уровней:

верхний – 250 мм от поверхности нефти или нефтепродукта;

средний – середина высоты столба нефти или нефтепродукта;

нижний – нижняя образующая приёмо-раздаточного патрубка для нефти и 250 мм от дна резервуара для нефтепродуктов.

Объединенную пробу по резервуару составляют из точечных в соотношении 1:3:1.

При высоте уровня в резервуаре 2000 мм и менее отбирают две пробы: из верхнего и нижнего слоёв. Объединенную пробу получают смешением отобранных проб в соотношении 1:1.

Если взлив в резервуаре менее 1000 мм, отбирают одну пробу с нижнего уровня.

Отбор проб из цистерн.

Из цистерн отбирают одну точечную пробу с уровня, расположенного на расстоянии 0,33 диаметра цистерны от нижней образующей.

Для маршрута объединенную пробу составляют из точечных проб, взятых из каждой четвертой цистерны и смешанных в равных пропорциях.

Отбор проб из трубопроводов .

Пробу нефти или нефтепродукта отбирают из трубопровода стационарным пятислойным пробоотборником только в процессе перекачки при наличии однородного потока жидкости. Пробоотборник желательно размещать на горизонтальных участках и узел выхода пробоотборного устройства располагать сверху трубопровода.

Точечные пробы отбирают либо ежечасно, либо через определенные объёмы перекачанной жидкости. Объединенные пробы за сутки, за партию (по производственной необходимости) составляются из точечных проб, смешанных в равных объёмах. Автоматический отбор проб из трубопровода осуществляется с использованием выше приведенной схемы. Периодичность отбора точечных проб, попадающих в общий пробоотборник также зависит от производственной необходимости.

Отбор донных проб из резервуаров, цистерн производят переносными пробоотборниками типа показанного выше металлического переносного пробоотборника, показания жидкости в который происходят за счет силы тяжести или, иначе, силы давления столба жидкости.

Важным является и хранение проб .

В операциях приёма-сдачи нефтепродуктов на ПСП объединенную пробу делят на две части. Одну часть анализируют, другую хранят опечатанной на случай разногласий с Потребителем или Заказчиком в оценке качества или количества.

При транспортировке на речных судах (танкерах) объединенную пробу делят на части по числу получателей. Одна часть – для анализа, другая - на случай возможных разногласий, остальные отдаются получателям.

Для экспортных поставок по железной дороге или трубопроводом объединенную пробу делят на три части: одну часть – для анализа, две - на случай разногласий.

Пробы обязательно имеют этикетки, где указаны:

Номер пробы по журналу;

Вид продукта, ТУ или ГОСТ на данный продукт;

Наименование предприятия-поставщика;

Номер резервуара, уровень заполнения;

Номер партии, цистерны, маршрута;

Дата, время отбора пробы;

Срок хранения;

Должность, Ф.И.О. лиц, отобравших и пломбировавших пробу.

Горловину закупоренной бутылки обертывают полиэтиленом, обвязывают шнуром, оба конца шнура продевают в отверстие на пластине из твердого картона или дерева, завязывают и концы либо опломбируют, либо заливают сургучем и опечатывают. Хранят в специально оборудованном помещении. Сроки хранения:

45 суток со дня отгрузки или сдачи;

В случае экспортных поставок для нефти – 3 месяца, для нефтепродуктов – 4 месяца;

При поставке в КНДР, КНР – 6 месяцев.

Государственный научный метрологический центр
ФГУП «Всероссийский научно-исследовательский институт метрологии
им. Д.И. Менделеева»
(ГНМЦ ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева»)
Госстандарта России

Государственная система обеспечения единства измерений

ПЛОТНОСТЬ НЕФТИ
Требования к методикам выполнения измерений ареометром
при учетных операциях

МИ 2153-2004

г. САНКТ-ПЕТЕРБУРГ 2003 г.

РАЗРАБОТАНА	Государственным научным метрологическим центром ФГУП Всероссийским научно-исследовательским институтом метрологии им. Д.И. Менделеева
ИСПОЛНИТЕЛИ	Домостроева Н.Г. - кандидат технических наук, Гершун М.А. - кандидат технических наук, Снегов В.С. - кандидат технических наук
РАЗРАБОТАНА	ЗАО «ИМС Инжиниринг»
ИСПОЛНИТЕЛИ	Кожуров В.Ю., Аблина Л.В., Дворяшин А.А. - кандидат физико-математических наук, Сагдеев Р.С.
УТВЕРЖДЕНА
ЗАРЕГИСТРИРОВАНА
Взамен МИ 2153-2001

2.8 Емкости для отбора и переноса пробы нефти.

2.9 Бензин-растворитель по ТУ 38.401-67-108.

2.11 Вода дистиллированная однократной перегонки по ГОСТ 6709 .

Допускается применять другие средства измерений и материалы, обеспечивающие измерения плотности в соответствии с настоящей рекомендацией.

3 Метод измерений

3.1 Методику, изложенную в настоящей рекомендации, применяют при определении массы нефти косвенным методом динамических и статических измерений в случае отсутствия или отказа поточного преобразователя плотности (поточного ПП) и для контроля поточных ПП.

3.2 Сущность метода заключается в погружении ареометра в испытуемую пробу нефти, снятии показаний по шкале ареометра при температуре испытаний и пересчете показаний ареометра к температуре и давлению, при которых определен объем нефти. При контроле поточных ПП показания ареометра пересчитывают к температуре и давлению нефти в плотномере в момент отбора пробы для контроля.

4 Требования безопасности, охраны окружающей среды и требования к квалификации операторов

При проведении измерений плотности нефти соблюдают следующие требования безопасности:

4.1 Помещение для проведения измерений плотности нефти по пожарной опасности относят к категории А. Оно соответствует требованиям «Правил пожарной безопасности для промышленных предприятий», утвержденных Главным управлением пожарной охраны МВД России.

4.2 Помещение оборудовано устройствами приточно-вытяжной вентиляции и вытяжными шкафами. Лиц, выполняющих измерения, обеспечивают средствами индивидуальной защиты.

4.3 Легковоспламеняющиеся поверочные и промывочные жидкости размещают в металлических канистрах для хранения нефтепродуктов. Канистры помещают в специально предназначенные для хранения нефтепродуктов помещения или металлические шкафы.

4.4 К выполнению измерений допускают лиц не моложе 18 лет, прошедших инструктаж по технике безопасности и изучивших эксплуатационную документацию на применяемые средства измерений и настоящую рекомендацию.

5 Условия измерений и подготовка к выполнению измерений

5.1 Все применяемые средства измерения поверены, имеют действующие свидетельства о поверке или оттиски поверительных клейм.

5.2 Измерения проводят в блоке измерений параметров качества нефти (БИК) или в помещении испытательной (аналитической) лаборатории.

5.3 При выполнении измерений соблюдают следующие условия:

5.4 Если температура пробы нефти перед заполнением измерительного цилиндра отличается от температуры окружающего воздуха более чем на 3 °С, используют теплоизолированный, термостатируемый или встроенный в трубопровод цилиндр.

5.6 Заполнение измерительного цилиндра или другой емкости при отборе пробы, расфасовке и испытаниях проводят закрытым способом при помощи трубки, опущенной до дна.

5.7 Перед проведением измерений пробу нефти в пробоприемнике или другом сосуде перемешивают без нарушения герметичности (вместимость контейнера и объем отобранной пробы позволяют проводить равномерное перемешивание).

5.8 Ареометры, цилиндры, пробоприемник и другое применяемое оборудование моют нефрасом или горячей водой и сушат на воздухе.

6 Выполнение измерений

7.6 За результат измерений плотности нефти принимают значение, вычисленное согласно п. . Запись и округление чисел проводят до четырех значащих цифр.