РАСЧЕТ ПОГРЕШНОСТЕЙ ПРИ ВЫПОЛНЕНИИ ИЗМЕРЕНИЙ И ВЫЧИСЛЕНИЙ МАССЫ НЕФТИ В РЕЗЕРВУАРАХ ОБЪЕМНО-МАССОВЫМ И ГИДРОСТАТИЧЕСКИМ МЕТОДАМИ

CALCULATION OF ERRORS WHEN PERFORMING MEASUREMENTS AND CALCULATIONS OF OIL MASS IN TANKS BY VOLUME-MASS AND HYDROSTATIC METHODS

Введение

Приведение плотности нефти и нефтепродуктов к заданным условиям по температуре и давлению и, в частности, к стандартным условиям является задачей, от правильного решения которой в конечном итоге зависит достоверное определение массы нефти и нефтепродуктов (далее – продукта).

Стороны, принимающие и сдающие продукт, постоянно вынуждены переводить плотность и объем продукта к различным условиям. ГОСТ Р 8.595 для определения массы нефти и нефтепродуктов косвенным методом измерений допускает как приводить плотность к условиям измерений объема с применением коэффициента объемного расширения, так и приводить плотность и объем нефти и нефтепродуктов к стандартным условиям.

Кроме того, не менее важной сферой применения коэффициентов объемного расширения нефти и нефтепродуктов является использование их в методиках поверки массовых расходомеров и объемных преобразователей расхода. В данной статье обсудим влияние погрешности определения коэффициентов объемного расширения на результат вычисления массы продукта (в том числе массы сырой нефти) при реализации косвенного метода измерений, проанализируем нормативные документы в этой области.

В настоящее время разработан ГОСТ Р 8.688-2009 «ГСИ. Плотность нефти. Требования к методикам измерений ареометром при учетных операциях» (действует с 01.01.2011 г.). С 01.07.2011 г. также действуют Р 50.2.075-2010 «ГСИ. Нефть и нефтепродукты. Лабораторные методы измерения плотности, относительной плотности и плотности в градусах API» и Р 50.2.076-2010 «ГСИ. Плотность нефти и нефтепродуктов. Методы расчета. Программа и таблицы приведения». С 01.01.2012 г. действует РМГ 97-2010 «ГСИ. Плотность нефти и нефтепродуктов и коэффициенты объемного расширения и сжимаемости. Методы расчета».

Кроме того, остается действующим ГОСТ 3900-85 «Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности». Очевидно, возникает потребность в проведении исследований соответствия теоретических данных из новых документов (ГОСТ Р 8.688-2009, Р 50.2.076-2010 и РМГ 97-2010) экспериментальным данным российских нефтей. В Р 50.2.076-2010 сказано, что абсолютная погрешность расчета плотности по входящей в ее состав программе не превышает 0,01 кг/м3, а относительная погрешность расчета коэффициентов объемного расширения и сжимаемости не превышает 0,01 %. В РМГ 97-2010 программа "Расчет плотности нефти и нефтепродуктов (версия 1.0)" обеспечивает расчеты плотности с абсолютной погрешностью не более 0,01 кг/м3 и коэффициентов объемного расширения и сжимаемости с относительной погрешностью не более 0,003 %.

1. Вычисление массы нефти в резервуаре объёмно-массовым методом.

Вычисление массы нефти с помощью объёмно-массового метода производится в несколько этапов.

 При вычислении массы нефтепродуктов объемно-массовым методом использованы следующие средства измерений:

Резервуар вертикальный цилиндрический стальной вместимостью 10830 мм, отградуированный с погрешностью:

K= ±0,1 %

Одновременно измеряется температура по слоям продукта  = 10°C, .

Уровнемер с абсолютной погрешностью:

Н= ±  мм;

Ареометр для нефти (нефтеденсиметр) с абсолютной погрешностью:

ρ = 0,5 кг/м3;

Обработка результатов измерений производится на ЭВМ с относительной погрешностью: M= ± 0,1 %.

По справочникам определяют:

коэффициент линейного расширения материала стенок резервуара:

α=12∙10-61/°С;

- коэффициент объемного расширения продукта:

β=8∙10-4l/°C.

Далее из градуировочной таблицы выбирается объём Vt2, соответствующий уровню продукта, при температуре градуировки - .

Vt2=17408,351 м3

Затем необходимо вычислить объём продукта V20 при нормальных условиях 20 °С.

Для этого воспользуемся формулой:

 

На рисунке 1. приведен алгоритм вычисления массы нефти.

 

Рисунок 1. Алгоритм определения массы брутто нефти при объёмно массовом методе.

 

 

Затем вычисляется объём нефти и нефтепродукта Vt1 при температуре его измерения в резервуаре по формуле:

Приводим объем к нормальной температуре (20 °С)

Следующим этапом необходимо в соответствии с ГОСТ 2517-12 произвести отбор точечных проб, из которых составляется объединенная проба.

Плотность продукта из объединенной пробы в лабораторных условиях при температуре:

=25°C, , ρi= 850 кг/м3;

Относительную погрешность измерения плотности продукта:

Одновременно производится замер температуры , при которой измеряется плотность:

t4= 25 °C ,

Погрешность измерения разности температур:

Далее вычисляется плотность при температуре отбора проб .

Для пересчета плотности нефти по температуре, при разности температуры измерения t4 и температуры приведения t20 плотности не более 10 °С используется формула (2):

где: значение коэффициента объёмного расширения нефти при температуре ;

Далее вычисляется плотность при температуре отбора проб

Далее необходимо привести плотность к нормальным условиям 20 °С

=

Следующим этапом производится вычисление массы брутто

 = 17417,935*853,768=14870,876 т

Погрешность объемно-массового статического метода вычисляют:

 

2. Метод гидростатического измерения уровня

 При применении гидростатического метода используют следующие средства измерений:

Измеряется давление по слоям продукта:

дифференциальный манометр с относительной погрешностью:

Pi+1= ±0,25%.

Температура по слоям продукта:

=18°С; .

  22 °С , .

 кг/

Вычисляется относительная погрешность плотности:

Следующим этапом вычисляем среднюю плотность.

6. Уровень налива продукта: вычисляется следующим образом.

Первый находящийся под уровнем жидкости датчик показывает давление:

 По справочнику определяют значение ускорения свободного падения для данной местности: g = 9,815 м/с2.

- максимальное значение давления столба продукта перед отпуском:

 ,

      Следующий датчик показывает давление, которое равно:

;

относительную погрешность измерения разности давлений

 7. Объём продукта V при нормальных условиях 20°С.

 

На рисунке 2 показан алгоритм вычисления при гидростатическом методе:

 

Рисунок 2 алгоритм вычисления при гидростатическом методе:

 

 

 

 8. Затем необходимо вычислить объём продукта V при нормальных условиях 20°С.

9.Объём продукта при средней температуре измерения

10. Вычисляем массу брутто

 = 17417,935*853,768=14870,876 т

 Погрешность гидростатического метода вычисляется по формуле:

В заключении можно сделать вывод, что погрешность в объёмно массовом методе вычислении массы нефти будет больше.

 

Список использованной литературы

1.   ГОСТ 8.636-2013 Плотность нефти. Требования к методикам измерений ареометром при учетных операциях.

2.   ГОСТ Р 8.595-2004. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений.

3.   ГОСТ Р 8.903-2015 Масса нефти и нефтепродуктов. Методики (методы) измерений.

4.   Р. 50.2.075 – 2010. Нефть и нефтепродукты. Лабораторные методы измерения плотности относительной плотности и плотности API.

5.   Р.50.2. 076 – 2010. Плотность нефти и нефтепродуктов. Методы расчета и таблицы приведения.