ГОСТ Р 8.1006—2022
В15
В.2.6 Если значение плотности отделенной воды при температуре 15 °С р
//1Л
изменилось более чем на
0,01 кг/м3по сравнению с pf,15,то выполняют следующую итерацию по В.2.3—В.2.6. Расчет плотности продолжают
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.
В.2.7 Вычисляют массовую долю хлористых солей В, %, по формуле (В.6), используя найденное значение
плотности отделенной воды при 15 °С рВ15, кг/м3.
В.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.
В.З Плотность нефти при температуре 15 °С
В.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.
В.3.2 Принимают первое приближение плотности нефти при температуре 15 °С рН15, кг/м3, равным заданно
му значению плотности нефти рн.
В.3.3 Вычисляют поправочный коэффициент, учитывающий влияние температуры нефти на плотность неф
ти, CTLf, при текущем значении плотности нефти pf,15по формуле
CTLf, = ехр{-[3*5 • (/- 15) •[1 + 0,8 •|3*5 •(f- 15)]}.
(В.9)
Коэффициент объемного расширения нефти р^5, 1/°С, вычисляют по формуле
613,9723
Pi5 =
(РН15)2
(В.10)
/сн~1
h
где (3^5— коэффициент объемного расширения нефти при 15 °С, 1/°С.
В.3.4 Вычисляют следующее приближение плотности нефти при температуре 15 3С P
i
5
по формуле
пк
+1
_ Рн
РН15 “
СП*’
(В.11)
h
В.3.5 Если значение плотности нефти при температуре 15 °С P
is
изменилось более чем на 0,01 кг/м3 по
сравнению с pf,15, то выполняют следующую итерацию по В.3.3—В.3.5. Расчет плотности продолжают до тех пор,
пока значение pf,15 не перестанет изменяться более чем на 0,01 кг/м3. За результат определения плотности при
нимают значение, полученное в последней итерации.
В.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.
В.4 Приведение плотности воды к заданным условиям
В.4.1 Плотность воды, приведенную к заданным условиям по давлению р и температуре
t,
рв р(, кг/м3, вы
числяют по формуле
PBpf = PBl5-C7LB-CPLB,(В.12)
где рН15 — плотность воды при 15 °С, кг/м3;
C7LB — поправочный коэффициент, учитывающий влияние температуры воды на плотность воды;
CPLB — поправочный коэффициент, учитывающий влияние давления воды на плотность воды.
В.4.2 Поправочный коэффициент, учитывающий влияние температуры воды на плотность воды, C7LB вы
числяют по формуле
(В.13)
В
C7LB= 1- (1,8562 ■10"4 + 1,2882 •10"5 ■В) ■(f- 15) - (4,1151 ■1СГ6+ 1,4464 •10~7•
В) ■(t
- 15)2+
+ (1,8562 ■10-9 + 1,2882 ■10"1° ■
)
•(f- 15)3,
где
В
— массовая доля хлористых солей в воде, %;
t
— целевая температура приведения, °С.
Массовую долю хлористых солей в воде вычисляют по формуле
1
g _ Рв
5
^99
7,2
(В.14)
ВАЗ Поправочный коэффициент, учитывающий влияние давления на плотность воды,
CPLB
вычисляют по
формуле
17