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.
