Нефть и нефтепродукты. Методы измерения массы

Др=—^е 100%=—7— -100%=0,17%,

Pmln 750

где Qmin — минимальное допускаемое в методике выполнения измерений (МВИ) значение плотности продукта;

абсолютную погрешность измерения разности температур

Д_6/=±К Д/2-|-Д^=± J/" 0,54-0,52 =±0,7°С.

Лш=±1,1 1/ 0,22-[-0,17³+8 10-⁴[——^Г7-тт-Ї+0,1⁴=±0, 33%.

средняя температура продукта в резервуаре Л>_І+1=32°С;

температура окружающего воздуха <і+і=—18°С.

коэффициент линейного расширения материала стенок резервуара а=1210~⁶1/°С;

коэффициент объемного расширения продукта

р=810“Ъ/^оС.

перед отпуском продукта

34—12

—=11°С,

после отпуска продукта

^+1 32—18

zn=10673,7-[l+212-10^-6(ll—18)]-784[1+8-10~⁴ (22—34)]—1108.2Х

Х[1+2-12-10“⁵-(7—18)]-781 • [1+8-10“⁴-(22—32)]=8286454—858353=

=7428101 кг=7430 т.

относительную погрешность измерения плотности продукта

8_р ±0,5

Д_р=—с— 100%= -■ -10096=0,066%:

Pm In 750-

абсолютную погрешность измерения разности температур:

Д8,= ± Кд'в+^д*п_Р=± Р^ІН-І» =1,4°С.

“і ¹ г/Н-1 /4-1

^_т„=1Ш2,1 мз, 1/₍/₊₁) _тах=3566,4 мзи У=( ^_тах-^(/₊1) _тах)=7545,7 м³.2.9.3. Для расчета погрешности определяют значения

4

2

/П/ * max

/П²

* max

V*

7545,7«

+P max ₌^VU+1)max ₌ 3566,4«
_m2 vs 7545,7²

Примечание. В данных расчетах принято допущение о равенстве плотности продукта в резервуаре до начала и после окончания отпуска и плот­ности отпущенного продукта, что существенно не влияет на оценку погреш­ности.

2

△/п=±1,1

.10. Погрешность объемно-массового статического метода вычисляют по формуле i(4) приложения 2:

12 ² /8-10~⁴-1,4-100 V

- • 100 +0,12+0,066«+

12000 У 1—8-10⁴-10 )

3. Г

   +0,223

   
   

   12

   4000'

   
   

   2

   +0,12+0,066«+,

   
   

   8-10~⁴-1,4-100

   1—8 10^—4-10

   
   

   +0,1«=0,41 %.

   
   идростатический метод

   1. При применении гидростатического метода используют следующие средства измерений:

стальной вертикальный цилиндрический резервуар вместимостью 10000 м³, отградуированный с относительной погрешностью ДК=±0,1% при темпера­туре /_Г?=18°С;

уровнемер с абсолютной погрешностью ЛН= ±12 мм;

дифференциальный манометр с относительной погрешностью ЛР, = ДРі+і = = ±0,25%.

Обработка результатов измерений производится на ЭВМ с относительной погрешностью АМ =±0,1%.

высота налива продукта перед отпуском Ні= 10,972 м;

дифференциальное давление перед отпуском Р/=86100 Па;

высота налива продукта после отпуска /Л₊і = 1,353 м;

дифференциальное давление после отпуска Рі₊і = 11800 Па.

объем продукта перед отпуском V, = 10581,4 м³;

объем продукта после отпуска V,₊i = 1297,1 м³.

при применении длй расчета формулы (5) приложения 2 среднее значе­ние площади сечения резервуара перед отпуском продукта

1

и после отпуска продукта

Vi

Hl

Hi₊

0581,4 _{ппл л} „

—=964,4 м²

10,972
1297,1

=958,7 и²:

1,35

3при применении для расчета формулы (6) приложения 2 среднее значе­ние площади сечения части резервуара, из которого отпущен продукт

S_cp—■

Vr-V_i+l

Ні~Н_і+ї

10581,4—1297,1

10,972—l,353j

■=965,2 м«,

разность давлений продукта в начале и в конце товарной операции с учетом изменившегося столба воздуха в резервуаре

гр=р_г-р,₊1=р;-р;₊₁+₽_в-г(Я(-я_ж)=

=86100—11800—1,3-9,815 (10,972—1,353)=74200 Па,

где g_B — плотность воздуха, кг/м³.

9

7И=( 964,4-

86100

9,815

58,7- V7297637,3 кг=7,3 тыс. т.

9,815 /

или

74200

/и=—— -965,2=7296774,3 кг=7,3 тыс. т.

9,815

„ «пип 7000000 ,

Д У=— = —8139,5 м³ и

Ртах 860

^V<^)_ma =^_тах-^Д^=²⁹⁷²>6 ^м3-

По градуировочной таблице резервуара определяют уровень Я(/+1)_{тах =}

3,25 м, соответствующий У(Н-1)_шах-

%_ax=?_max ^^max=⁸⁶0-⁹'⁸’⁵-¹²=10'²⁹⁰>^8Па>

после отпуска:

> . .. =Pmax-g-H,_J4._n =860-9,815-3,25=27432,9 Па;

' ^т 'шах ^{4 т} 'ma

x

среднее значение площади сечения резервуара, соответствующее ^Я«тах ^{И Я}(г+»_тах^:

s-^V-±

max

‘max

1112,1

——=926 м2,

•W>-

)max

f'+’Ux

2972,6 ——+=914,6 M*.

3,25

относительную погрешность измерения разности давлений

Д£Р=± К2 Д P²=±V^<2-025²=±0,353%.

_/

101290,82-926^а (0,12+0,252) 27432,9»-914,62-(0,14-0,252)

9,8152-70000002 ⁺ 9,8152-70000003 ⁺

+0,1²=±0,43%,

Д«=±1,1 К 0,3532+0,1²+0,12=±0,42%.

Примечание. В данных расчетах за погрешность Д5ъ Д-$(/4-і)И AS_CP принимается погрешность градуировки резервуара ДК, равная 0,1%, так как погрешность измерения уровня при применении метода градуировки по ГОСТ 8.380—80 не оказывает существенного влияния на погрешность измерения площадей.

3. Методы измерения массы нефти нетто

   1. При измерении массы нефти брутто были использованы средства из­мерений и получены результаты, приведенные в пп. 1 и 3.

   2. Дополнительно для измерения массы нефти нетто были использованы! влагомер с абсолютной погрешностью Д<р_в = ±0,18% (но объему), солемер с абсолютной погрешностью Дш_1С = ±0,25 кг/м³, ареометр для измерения плотности воды с абсолютной погрешностью Д(?в=0,5 кг/м³.

   3. По результатам измерений за время отпуска продукта вычисляют следующие параметры (средние арифметические значения):

объемную долю воды в нефти <р_в=0,7% (по объему);

концентрацию хлористых солей в нефти ш_хс=1,2 кг/м³;

плотность воды, содержащейся в нефти р_в = 1050 кг/м³.

«„=687344-781 [1+8-10“⁴-(30-32)] • ]1+1,2-10“³-(5,4—5,5) ]х

/

'0,7

-1050+ 1,2

0,025 .

^Х(/~ 2ЇЇ6о)~⁶⁸⁷³⁴⁴ [’+⁸-¹⁰ '(30-32)] •

=530671229 кг=530,7 тыс. т

.

Є

Р=

=785,9 кг/м³.

р 74200

Я_/+1 )^-9,815(10,972—1,353)

Массу нефти в этом случае определяют по формуле (10) приложения 2:

0.05

=7215586,5 кг=7,216 тыс. т.

₽в_тах=^{1120 КГ}/^МЗ; 44na_X=^{1%; W}“max⁼¹-^8КГ/^м3;

pmin=780 кг/м³; и (/₽—<„)=—!0’С.

/и_н=±1,1

8-10~⁴-0,7-100

1— 8-Ю^-4-10

780— —-1120—1,8

100

1120

100

•0,18 У+0,25

²

780—^—1120—1,8

100

• 100

² +0,1²=0,50%

Д№-100²

+- г^-

(^ ^i + 1 )mln

11112,12+3566,42

0,1² • ¹

7545,7²

0,012^а- 10Q3

8²

=0,215%.

^v2i + ^VU+D
max ^х 'max

■(^_max-^(/₊l)_max)

²

^Pfmax ^P(<+l)_max ⁸ ^-^Н^_тіП .

ДЕР У
100 / ‘

Д/Р

101290,8—27432,9]2 г, 0,3532 , 0„0]2 ] _ _з

. 9,815 (12—3,25) J [ 100 / ⁺ (12—3,25)2 J “ ’ ^КГ'^М

Погрешность гидростатического метода измерения массы нефти нетто вы­числяют по формуле (12) приложения 2:

/1,0-1,0-0,5 У / 1

780-100 / ⁺ 780

0,Р=0,58%.

Редактор Р. С. Федорова
Технический редактор М. И. Максимова
Корректор В. С. Черная

Сдано в наб. 22.09.86 Поди, в печ. 24.11.86 1,0 усл. п. л. 1,0 усл. кр.-отт. 0,94 уч.-изд. л. Тир. 20 000 Цена 5 коп.

Ордена «Знак Почета» Издательство стандартов, 123840, Москва, ГСП, Новопресненский пер., 3 Тип. «Московский печатник». Москва, Лялин пер., 6. Зак. 2604

1 Объемно-массовый динамический метод

1.1 При применении объемно-массового динамического метода применяют следующие средства измерений:

турбинный счетчик с пределами допускаемых значений относительной по­грешности (в дальнейшем погрешностью) Д7=±0,2%;

поточный плотномер с абсолютной погрешностью др =±1,3 кг/м³;

термометры с абсолютной погрешностью Д/=±0,5°С;

манометры класса I с верхним пределом диапазона измерения Ртах=Ю МПа.

Обработка результатов измерений производится на ЭВМ с относительной погрешностью ДМ =±0,1%.

21.2. Измеренный объем продукта 7=687344 м³.

'1.3. По результатам измерений за время прохождения объема вычисля­ют следующие параметры (средние арифметические значения):

температуру продукта при измерении объема /_О = 32°С;

давление при измерении объема Р« = 5,4 МПа;

3температуру продукта при измерении плотности t _р =30°С;

давление при измерении плотности Р р =5,5 МПа;

плотность продукта о = 781 кг/м³.

4 Объемно-массовый статический метод

2.1. При применении объемно-массового статического метода использованы следующие средства измерений:

стальной вертикальный цилиндрический резервуар вместимостью 10000 м³, отградуированный с относительной погрешностью ДК=±0,1% при температуре /,.р = 18°С;

уровнемер с абсолютной погрешностью Д//=±12 мм;

ареометр для нефти (нефтеденсиметр) с абсолютной погрешностью Др = 0,5 кг/м³;