ГОСТ Р 8.903—2015
10.5 Порядок выполнения измерений
10.5.1 При косвенном методе динамических измерений должны выполняться следующие опера
ции:
а) измерение объема нефти/нефтепродуктов;
б) измерение плотности нефти/нефтепродуктов:
в) измерение давления и температуры нефти/нефтепродуктов;
г) определение составляющих балласта нефти.
10.5.2 Если вязкость нефти влияет на характеристики преобразователей объемного расхода, не
обходимо контролировать диапазон вязкости, в котором работает преобразователь объемного расхода.
Вязкость нефти измеряют с периодичностью, установленной стандартами организации.
10.5.3 При отказе (отсутствии) поточных ПП плотность нефти/нефтепродуктов измеряют по ГОСТ
3900 или ГОСТ Р 51069 и [6]. Коэффициенты объемного расширения и сжимаемости нефти/нефтепро
дуктов определяют в соответствии с [7]. Допускается проводить измерение плотности
нефти/нефтепро дуктов по методикам измерений, аттестованным в соответствии с ГОСТ Р 8.563.
10.5.4 При отсутствии или отказе поточного вискозиметра кинематическую вязкость нефти/нефте-
лродуктов определяют по ГОСТ 33 при температуре нефти/нефтепродуктов в СИ объемного расхода.
10.5.5 Отбор проб выполняют по ГОСТ 2517.
10.5.6 Массу нетто нефти вычисляют как разность массы брутто нефти и массы балласта. Массу
балласта вычисляют как общую массу воды, солей и механических примесей в нефти.
10.5.7 Массовую долю воды в нефти определяют с применением преобразователя влагосодержа-
ния или по ГОСТ 2477. Массовую долю хлористых солей в нефти определяют по ГОСТ 21534. Массо
вую долю механических примесей в нефти определяют по ГОСТ 6370.
10.5.8 Массовую долю воды, хлористых солей, механических примесей в нефти в испытательной
(аналитической) лаборатории определяют с использованием проб, отбираемых автоматическими про
боотборниками или вручную в соответствии с ГОСТ 2517.
10.6 Обработка результатов измерений
10.6.1 При применении СИКН/СИКНП обработку результатов измерений осуществляют с примене
нием СОИ в составе СИКН/СИНКП. При применении автономных СИ обработку результатов измерений
осуществляют с применением аттестованного программного обеспечения либо вручную в соответствии с
алгоритмом, приведенным в настоящем стандарте.
10.6.2 Плотность нефти/нефтепродуктов. измеренную с применением поточного ПП. приведен
А
ную к плотности при температуре 15 вС,кг/м3, вычисляют по формуле
р
j!
(Ю.2)
№ СП” СР1?
где Лш — плотность нефти/нефтепродуктов. измеренная при температуре и давлении нефти/нефте
продуктов в ПП. кг/м3;
СП.» — коэффициент, учитывающий влияние температуры нефти/нефтепродуктов в ПП на объем
нефти/нефтепродуктов. определяемый аналогично коэффициенту CTL в соответствии с
приложением А;
СР1{— коэффициент, учитывающий влияние давления нефти/нефтепродуктов в ПП на объем неф
ти/нефтепродуктов. определяемый аналогично коэффициенту CPL в соответствии с прило
жением А.
1
10.6.3Плотность нефти/нефтепродуктов. измеренную с применением ареометра или лаборатор
ного плотномера в лаборатории в объединенной пробе, приведенную к плотности при температуре
15 гС,/ ^, кг/м3, вычисляют по формуле
У - *
стц
(10.3)
6