Стр. 12 ГОСТ 26976—86
среднее значение площади сечения резервуара, соответствующее
Я <та* И Л(Н-1>иах:
Hi
шах
= —^ —=926 м2,
12
V,
(^)
w
i,+"=^ w
max
=
2972,6
9|4’6 * •
относительную погрешность измерения разности давлений
Д
IP = ± V 2
Д
Р2= ± У Г
2 0252=±0,353% .
3.9. Погрешность гидростатического метода определяют по формуле (7) или
(8) приложения 2, соответственно:
+
-------Д
---------
Д т = ± 1 ,1 ^ /Г
101290,82*92640,14-0,252) ( 27432,9*-914,ба-(0,14-0,25»)
+
9,8152-70000002
9,8152*70000003
+ 0 ,12= ± 0,43% ,
Д т = ± 1 , 1
V
0 ,3 5 3 2 + 0 Л 2+ 0 ,1 3= ± 0 ,4 2 % .
П ри м е ч ан и е .В данных расчетах за погрешностьA S^|)H А5ср
принимается погрешность градуировки резервуара Д/С, равная 0,1%,так как
погрешность измерения уровня при применении метода градуировки по ГОСТ
8.380—80 не оказывает существенноговлиянияна погрешность измерения
площадей.
4. М е т о д ыи з м е р е н и ямассын е фт ине т т о
4.1. При измерении массы нефти брутто были использованы средства из
мерений и получены результаты, приведенные в пп. 1 и 3.
4.2. Дополнительно для измерения массы нефти нетто были использованы:
влагомер с абсолютной погрешностью Д<рв—±0,18%(но объему),
солемер с абсолютной погрешностью Дшхс= ±0,25 кг/м3,
ареометр дляизмеренияплотности водыс абсолютнойпогрешностью»
Ае>в=0,5 кг/м3.
4.3. По результатам измеренийза время отпускапродуктавычисляют
следующие параметры (средние арифметические значения):
объемную долю воды в нефти <рв—0,7% (по объему);
концентрацию хлористых солей в нефти шхс= 1,2 кг/м3;
плотность воды, содержащейся в нефти рв= 1050 кг/м3.
4.4. Массовая доля механических примесей в нефти принимаетсяравной
предельному значению по ГОСТ 9965—76,
wMI1=
0,05% (по массе).
4.5. При применении объемно-массовогометода(см. п.1)массу нефти
нетто определяют по формуле (9) приложения 2:
/пн=687344-781 [l+ 8 -10“ 4-(30-32)] • [ l + l ,2-10“ 3-(5,4—5,5) ]х
X I -
0,025
2-100
—687344 [ 1+8 •10~4•(30—32) ] •
’0,7
1050+ 1,2=
=530671229 кг=530,7 тыс. т.
100