ГОСТ Р 8.615—2005
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 иСИКНСдолжны быть технически исправ
ны и не допускать перетока и утечки сырой нефти.
Д.2.2 Для обеспечения учетных операций резервуары следует подвергать периодической очистке от пиро
форных отложений, высоковязкмх остатков, минеральных загрязнений, ржавчины, воды.
Д.2.3 Базовую высоту резервуара измеряют один раз в год.
Д.2.4 Прием исдачусырой нефтис использованием резервуаров проводятпослене менее чем двухчасового
отстоя, удаления отстоявшейся воды и загрязнений.
Д.З Основные требования к проведению измерений объема, плотности итемпературы 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.З.2 Измерения уровня воды в резервуарах выполняют в соответствии с 7.1.6 рекомендаций по метроло
гии [5].
Д.3.3 Для определения фактического объема нефти из объема, соответствующего уровню наполнения
резервуара, следует вычесть объем воды.
Д.З.4 Плотность нефти измеряют плотномером в соответствии с инструкцией по его эксплуатации или по
ГОСТ 3900 ирекомендации (6) по объединенной пробе нефти, отобранной в соответствии с ГОСТ 2517 из резервуа
ра или трубопровода, по которому проводят закачку (откачку) нефти. Полученное значение плотности приводят к
средней температуре нефти в резервуаре в соответствии с рекомендацией [6].
Д.З.5 Среднюю температуру нефти в резервуаре определяют с помощью стационарного преобразователя
температуры в соответствии с требованиями инструкции по его эксплуатации одновременно сизмерениями уровня
или путем ее измерений при отборе точечных проб.
При отбореобъединенной пробы стационарными пробоотборниками в один прием по ГОСТ 2517определяют
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. Тер
мометр 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.З.6 Массу брутто сырой нефти Л/бр. кг. при приведении результатов измерений объема и плотности нефти
к стандартным условиям вычисляют по формуле
% = pef v(Д.1)
где р0. Уа — плотность и объем нефти, приведенные к стандартным условиям.
Плотность нефти, приведенную к температуре 15 ‘С, р15, кг/м3, вычисляют по формуле
Р»пи *(Д .2)
где ри1н — плотность нефти, измеренная ареометром в лаборатории или преобразователем плотности, кг/м3;
К _ поправочный коэффициент на температурное расширение стекла для ареометров, вычисляемый по
рекомендации (6] (если плотность измеряют преобразователем плотности, коэффициент К принима ют
равным единице);
СТЦ, — поправочный коэффициент, учитывающий влияние температуры на плотность нефти, определенный
для температуры нефти в лаборатории или преобразователем плотности и вычисляемый по Руко
водству [7).
16