ГОСТ Р 8.1005—2022
до тех пор, пока значение р^15не перестанет изменяться более чем на 0,01 кг/м3. За результат определения плот
ности принимают значение, полученное в последней итерации.
А.2.7 Вычисляют массовую долю хлористых солей В, %, по формуле (А.6), используя найденное значение
плотности отделенной воды при 15 °С рВ15, кг/м3.
А.2.8 Ввиду сложности расчетов рекомендуется для расчетов плотности нефти применять специально раз
работанное программное обеспечение. Алгоритмы программного обеспечения должны быть аттестованы в систе ме
добровольной сертификации на соответствие вышеизложенному алгоритму.
А.З Плотность нефти при температуре 15 °С
А.3.1 Значение плотности нефти при температуре 15 °С рН15, кг/м3, по заданному значению плотности нефти
(разгазированной или обезвоженной) рн и температуре при измерении плотности
t
находят методом последова
тельных приближений, используя итерационный метод «прямых подстановок» по нижеуказанной процедуре.
А.3.2 Принимают первое приближение плотности нефти при температуре 15 °С рН15, кг/м3,равным заданно
му значению плотности нефти рн.
А.3.3 Вычисляют поправочный коэффициент, учитывающий влияние температуры нефти на плотность неф
ти,
CTLkH
при текущем значении плотности нефти р^15по формуле
C7L*H= exp{-p*j5 ■
(t-
15) •[1 + 0,8 •р*5 •
(t-
15)]}.
(А.9)
Коэффициент объемного расширения нефти (3^5, 1/°С, вычисляют по формуле
613,9723
Pi5=
(ржз)2
(А.10)
Н15
где— коэффициент объемного расширения нефти при 15 °С, 1/°С.
А.3.4 Вычисляют следующее приближение плотности нефти при температуре 15 °С р
/с+1
по формуле
пк
+1
_ Рн
РН15-
с п £ ’
(А.11)
h
А.З.5 Если значение плотности нефти при температуре 15 °С P
is
изменилось более чем на 0,01 кг/м3 по
сравнению с р^Н15,то выполняют следующую итерацию по А.3.3—А.З.5. Расчет плотности продолжают до тех пор,
пока значение рн15 не перестанет изменяться более чем на 0,01 кг/м3. За результат определения плотности при
нимают значение, полученное в последней итерации.
А.3.6 Ввиду сложности расчетов рекомендуется для расчетов плотности воды применять специально разра
ботанное программное обеспечение. Алгоритмы программного обеспечения должны быть аттестованы в системе
добровольной сертификации на соответствие вышеизложенному алгоритму.
А.4 Приведение плотности воды к заданным условиям
q
А.4.1 Плотность воды, приведенную к заданным условиям по давлению р и температуре
t pBpV
кг/м3, вычис
ляют по формуле
PBpf= Рв
15
’ С77-В •
CPL ,
(А.12)
где рН15 — плотность воды при 15 °С, кг/м3;
CTLB
— поправочный коэффициент, учитывающий влияние температуры воды на плотность воды;
CPLB
— поправочный коэффициент, учитывающий влияние давления воды на плотность воды.
А.4.2 Поправочный коэффициент, учитывающий влияние температуры воды на плотность воды, C7LB вы
числяют по формуле
CTLB
= 1- (1,8562 •10"4 + 1,2882 •10"5■Б) •
(t
- 15) - (4,1151 •10"6+ 1,4464 ■10"7 •В) •
(t
- 15)2+
+ (1,8562-10-9+ 1,2882 ■10~10•В) ■(/- 15)3,
(А’13)
где
В
— массовая доля хлористых солей в воде, %;
t
— целевая температура приведения, °С.
Массовую долю хлористых солей в воде вычисляют по формуле
g _ P
b
i
5 999
7,2
(А.14)
А.4.3 Поправочный коэффициент, учитывающий влияние давления на плотность воды, CPLBвычисляют по
формуле
CPL
q
1
(А.15)
1-Y
b
f P ’
20