GB / T 9109.5-2025 medición dinámica de productos petroleros petroleros y líquidos parte 5: cálculo del volumen de petróleo

alcance
Este documento estipula los requisitos generales y los requisitos técnicos para el cálculo de la cantidad de petróleo medido dinámicamente en petróleo y productos petroleros líquidos, como la revisión numérica, la preparación de datos básicos, el método de cálculo de la cantidad de petróleo y el comprobante de medición de entrega.
Este documento se aplica al cálculo de la cantidad de petróleo medido dinámicamente por petróleo comercial y productos petroleros líquidos (en adelante, petróleo), no al cálculo de la cantidad de petróleo de gas licuado de petróleo y hidrocarburos ligeros estables, y el cálculo de la cantidad de petróleo de petróleo no comercial se puede utilizar como referencia.

Términos y definiciones
Se aplican a este documento los términos y definiciones definidos por jjf 1001 y jjf 1004, así como los siguientes términos y definiciones.
Indica volumen o masa indicado o masa
Vt, oMT
Durante el período de medición, El medidor de flujo muestra el incremento acumulado del volumen o la calidad del petróleo registrado directamente por la unidad en condiciones de trabajo.
Nota 1: el volumen o masa indicado del producto petrolero es la salida original del medidor de flujo, sin compensación matemática como temperatura, presión y flotabilidad del aire.
Nota 2: el volumen o la masa indicada del producto petrolero contiene agua y sedimentos.
Temperatura de medición temperatura de medición
t
Durante el período de medición, la media aritmética o la media ponderada de los resultados de la temperatura del aceite en el medidor de flujo se mide de acuerdo con la frecuencia fija.
Presión de medición
p
Durante el período de medición, la media aritmética o la media ponderada de los resultados de la presión del aceite en el medidor de flujo se mide de acuerdo con la frecuencia fija.
Agua y sedimentos
SW
Durante el período de medición, el contenido de agua y sedimentos (fracción de volumen o masa) en el petróleo determinado por análisis de laboratorio de muestreo o por instrumentos de análisis en línea.
Nota: este término a menudo se denomina "agua" en el uso de la industria.
Factor de compresibilidad del coeficiente de compresión
F
Parámetros característicos que caracterizan el cambio de volumen de los productos petroleros con la presión en condiciones isotérmicas.
Factor de corrección de la presión de volumen para la presión líquida
C_pl
Parámetros utilizados para corregir la desviación del volumen de petróleo causada por la diferencia entre la presión de medición y la presión de equilibrio.
Nota: cuando la presión de vapor saturada del petróleo a la temperatura de medición no excede la presión atmosférica local, la presión de equilibrio toma la presión de referencia estándar; Cuando la presión de vapor saturada del petróleo a la temperatura de medición supera la presión atmosférica local, la presión de equilibrio toma la presión de vapor saturada a esta temperatura.
Factor de corrección de la temperatura de volumen para la temperatura líquida
C_TL
Parámetros utilizados para corregir la desviación del volumen de aceite causada por la diferencia entre la temperatura de medición y la temperatura estándar.
Factor de corrección del factor de corrección del contenido de agua
C_SW
Parámetros adimensionales que caracterizan la influencia del contenido de agua en los resultados de la medición del contenido de petróleo.
Nota: según la expresión del contenido de agua, se divide en el coeficiente de corrección del contenido de agua a granel y el coeficiente de corrección del contenido de agua a masa.
Factor de corrección de la flotabilidad del aire
F_a
Parámetros adimensionales que caracterizan la cantidad de influencia de la flotabilidad del aire en los resultados de la medición de la calidad del petróleo.
Volumen bruto o masa bruta o masa
V_g,m_GM
En condiciones de trabajo, el volumen o la masa del producto petrolero indicado después de la corrección del coeficiente del medidor de flujo o el coeficiente del instrumento.
Volumen estándar bruto volumen estándar bruto
V_GS
El volumen bruto se convierte en el volumen de petróleo en condiciones de referencia estándar.
Volumen estándar neto Net Standard Volume
V_ns
El volumen bruto se convierte en el volumen de petróleo en condiciones de referencia estándar y se deduce el contenido de agua.
Calidad aparente del pelo Gross observado mas
m_gw
Calidad de los productos petroleros cuya masa bruta ha sido corregida por la flotabilidad del aire.
Masa neta Net mass
m_nm
La masa bruta deduce la masa de aceite que contiene agua.
Calidad aparente neta red observada mass
m_NW
Masa bruta deducida la masa de aceite que contiene agua y corregida por la flotabilidad del aire.
Método de error básico
Cuando el medidor de flujo cumple con los requisitos de error permitido durante el ciclo de verificación, el volumen o masa indicado por el medidor de flujo no corregido se utiliza directamente como método de cálculo de la cantidad de aceite en volumen bruto o masa.
Método del coeficiente del medidor de flujo
El método de cálculo de la cantidad de aceite que utiliza el coeficiente del medidor de flujo o el coeficiente del instrumento determinado por la verificación del medidor de flujo para corregir el volumen o la masa indicados.

símbolo
Los siguientes símbolos se aplican a este documento (véase el cuadro 1).






Preparación de los datos básicos
Densidad y contenido de agua
Cuando el sistema de medición manual utiliza un densímetro de vidrio y petróleo para medir la densidad en el laboratorio, la densidad estándar del petróleo se determina de acuerdo con los siguientes pasos:
A) determinar la temperatura de ensayo y la densidad aparente del petróleo de acuerdo con GB / t 1884 o NB / SH / T 0874;
B) determinar la densidad estándar de los productos petroleros de acuerdo con la tabla de verificación GB / t 1885 - 1998 o el método de cálculo dado en el apéndice a;
C) calcular la media aritmética de los resultados de cada determinación de la densidad estándar durante el período de medición como la densidad estándar final del petróleo.
Cuando el sistema de medición manual utilice un densímetro de tubo vibrante para medir la densidad en el laboratorio, la densidad estándar se determinará de acuerdo con los siguientes pasos:
A) determinar la temperatura de ensayo y la densidad de medición del petróleo de acuerdo con SH / T 0604;
B) calcular la densidad estándar de los productos petroleros de acuerdo con el apéndice a;
C) calcular la media aritmética de los resultados de cada determinación de la densidad estándar durante el período de medición como la densidad estándar final del petróleo.
SH / t 0604 - 2000 método de determinación de la densidad de petróleo crudo y productos petroleros (método de tubo vibrante en forma de u)


Densímetro digital da - 840 del método de tubo vibrante Kem en forma de u de Kyoto Electronics