Цели, основные принципы и порядок проведения работ по межгосударственной стандартизации установлены ГОСТ 1.0-92 "Межгосударственная система стандартизации. Основные положения" и ГОСТ 1.2-2009 "Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосударственные, правила и рекомендации по межгосударственной стандартизации. Правила разработки, принятия, применения, обновления и отмены".

1. Разработан Федеральным государственным унитарным предприятием "Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии" (ФГУП "ВНИИР").

2. Внесен Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии.

3. Принят Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации по переписке (Протокол от 27 декабря 2014 г. N 63-П).

За принятие проголосовали:

4. Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 11 июня 2014 г. N 529-ст межгосударственный стандарт ГОСТ 8.636-2013 введен в действие в Российской Федерации в качестве национального стандарта с 1 июля 2015 г.

5. Введен впервые.

Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном информационном указателе "Национальные стандарты", а текст изменений и поправок - в ежемесячном информационном указателе "Национальные стандарты". В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ежемесячном информационном указателе "Национальные стандарты". Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет.

Настоящий стандарт устанавливает требования к методикам измерений плотности нефти ареометром при учетных операциях, а также порядок и объем метрологических исследований при их аттестации.

Настоящий стандарт применяют в качестве основы для разработки методик измерений плотности нефти ареометром, применяемых при определении массы нефти косвенным методом статических измерений или косвенным методом динамических измерений (в случае отсутствия или метрологического отказа поточного преобразователя плотности).

Настоящий стандарт может применяться для разработки методик измерений плотности нефти ареометром, применяемых для проведения контроля метрологических характеристик поточных преобразователей плотности.

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 12.1.005-88 Система стандартов безопасности труда. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны

ГОСТ 400-80 Термометры стеклянные для испытаний нефтепродуктов. Технические условия

ГОСТ 2517-85 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб

ГОСТ 5496-78 Трубки резиновые технические. Технические условия

ГОСТ 8505-80 Нефрас-С 50/170. Технические условия

ГОСТ 18481-81 Ареометры и цилиндры стеклянные. Общие технические условия

ГОСТ 28498-90 Термометры жидкостные стеклянные. Общие технические требования. Методы испытаний.

Примечание. При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю "Национальные стандарты", который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя "Национальные стандарты" за текущий год. Если ссылочный стандарт заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться заменяющим (измененным) стандартом. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

В настоящем стандарте применены следующие сокращения:

- БИК - блок измерений показателей качества нефти;

- СИКН - система измерений количества и показателей качества нефти;

- ХАЛ - химико-аналитическая лаборатория;

- АРМ - автоматизированное рабочее место.

В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:

4.1. Аттестация методик измерений: исследование и подтверждение соответствия методик измерений установленным метрологическим требованиям к измерениям.

4.2. Методика измерений плотности нефти: совокупность конкретно описанных операций, выполнение которых обеспечивает получение результатов измерений плотности нефти с установленными показателями точности.

4.3. Метрологическая экспертиза методик измерений: анализ и оценка выбора методов и средств измерений, операций и правил проведения измерений, а также обработки их результатов в целях установления соответствия методики измерений предъявляемым к ней метрологическим требованиям.

4.4. Показатели точности измерений: установленная характеристика точности любого результата измерений, полученного при соблюдении требований и правил данной методики измерений.

4.5. Расширенная неопределенность: величина, определяющая интервал вокруг результата измерений, в пределах которого, предположительно, находится большая часть распределения значений, которые с достаточным основанием могли бы быть приписаны измеряемой величине.

4.6. Принятое опорное значение: аттестованное значение, базирующееся на экспериментальных работах под руководством научной или инженерной группы.

4.7. Систематическая погрешность: разность между математическим ожиданием результатов измерений (среднее значение совокупности результатов измерений) и истинным (или в его отсутствие - принятым опорным значением).

Сущность метода заключается в погружении ареометра в испытуемую пробу нефти, снятии показаний по шкале ареометра при температуре испытаний и пересчете показаний ареометра к требуемым условиям по температуре и давлению.

6.1. Требования к показателям точности измерений

6.1.1. Предел повторяемости (предел сходимости)

Два результата измерений плотности двух частей пробы нефти, полученные одним исполнителем при одинаковых условиях, признают достоверными с доверительной вероятностью 0,95 в том случае, если расхождение между ними не превышает 0,6 кг/м3.

6.1.2. Пределы допускаемой погрешности результата измерений плотности нефти - не более 1,2 кг/м3.

6.1.3. Допускаемая расширенная неопределенность измерений плотности нефти - не более 1,2 кг/м3.

6.2. Требования к документам на методики измерений плотности нефти ареометром

6.2.1. Методики измерений оформляют в виде отдельного нормативного документа. Документ на методику измерений должен включать следующие разделы:

- область применения;

- требования к показателям точности измерений;

- требования к средствам измерений, вспомогательным устройствам, материалам, реактивам;

- метод измерений;

- требования безопасности, охраны окружающей среды;

- требования к квалификации операторов;

- требования к условиям измерений;

- подготовка к выполнению измерений, в том числе требования к отбору проб;

- порядок выполнения измерений;

- обработка результатов измерений;

- оформление результатов измерений.

Допускается исключать или объединять указанные разделы или изменять их наименования, а также вводить дополнительные разделы с учетом специфики измерений.

6.2.2. В методиках измерений должны быть указаны следующие характеристики погрешности измерений плотности нефти:

- систематическая погрешность результата измерений плотности нефти,

- доверительные границы погрешности результата измерений плотности нефти для доверительной вероятности 0,95,

Примечание. Доверительные границы погрешности результата измерений плотности нефти для доверительной вероятности 0,95 не должны превышать пределов допускаемой погрешности результата измерений плотности нефти, указанных в п. 6.1.2 настоящего стандарта.

- расширенная неопределенность измерений плотности нефти для уровня доверия 0,95 (при коэффициенте охвата 2).

Примечание. Расширенная неопределенность измерений плотности нефти для уровня доверия 0,95 не должна превышать допускаемой расширенной неопределенности измерений плотности нефти, указанной в 6.1.3 настоящего стандарта.

6.2.3. В методике измерений должны быть приведены следующие условия измерений, влияющие на характеристики точности измерений:

- диапазон плотности нефти в рабочих условиях;

- место (БИК, мера вместимости (резервуар, дренажная емкость и т.п.), процедура и условия отбора пробы нефти (диапазон температур, давлений и вязкости нефти);

- процедура и условия подготовки пробы к проведению измерений;

- место (БИК, ХАЛ), процедура и условия проведения измерений;

- средства измерений и вспомогательные устройства, применяемые при отборе, подготовке и проведении измерений плотности.

6.2.4. Методики измерений, предназначенные для применения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, подлежат аттестации в обязательном порядке. Аттестация методик измерений, применяемых вне сферы государственного регулирования обеспечения единства измерений, может быть проведена в добровольном порядке.

6.2.4.1. Аттестация методик измерений включает в себя метрологическую экспертизу, а также теоретические и экспериментальные исследования, подтверждающие соответствие аттестуемой методики измерений требованиям нормативных правовых документов в области обеспечения единства измерений.

6.2.4.2. Аттестацию методик измерений, применяемых в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, проводят аккредитованные в установленном порядке в области обеспечения единства измерений юридические лица и индивидуальные предприниматели, в том числе государственные научные метрологические институты и государственные региональные центры метрологии.

6.2.4.3. На аттестацию представляют следующие документы:

- исходные данные на разработку методики измерений;

- проект документа, регламентирующий методику измерений;

- результаты оценивания показателей точности методики измерений, включая материалы теоретических и экспериментальных исследований методики измерений, оформленные в виде технического отчета и протокола оценивания характеристик погрешности методики измерений.

6.2.4.4. При положительных результатах аттестации:

- оформляют свидетельство об аттестации;

- утверждают документ, регламентирующий методику измерений.

При отрицательных результатах аттестующая организация оформляет заключение о несоответствии методики измерений требованиям технического задания на разработку данной методики измерений или нормативных правовых документов в области единства измерений.

6.2.4.5. Свидетельство об аттестации методики измерений подписывает руководитель аттестующей организации и заверяет печатью с указанием даты.

Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений должно содержать следующую информацию:

- наименование и адрес юридического лица или индивидуального предпринимателя, аттестовавшего методику измерений;

- наименование документа: "Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений";

- регистрационный номер свидетельства, состоящий из порядкового номера аттестованной методики измерений, номера аттестата аккредитации юридического лица или индивидуального предпринимателя и года утверждения;

- наименование и назначение методики измерений, включая указание измеряемой величины, и, при необходимости, наименование объекта измерений и его дополнительных параметров, а также реализуемого способа измерений;

- наименование и адрес разработчика методики измерений;

- обозначение и наименование документа, содержащего методику измерений, год его утверждения и число страниц;

- обозначение и наименование нормативного правового документа, на соответствие требованиям которого аттестована методика измерений;

- указание способа подтверждения соответствия методики измерений установленным требованиям (теоретические или экспериментальные исследования);

- вывод о том, что в результате аттестации методики измерений установлено соответствие методики измерений предъявляемым к ней требованиям.

6.2.4.6. Документ, регламентирующий методику измерений после ее аттестации, утверждает руководитель организации-разработчика, а подпись руководителя заверяют печатью. В документ, регламентирующий методику измерений, вносят дату регистрации и номер свидетельства об аттестации. Страницы документа должны быть идентифицированы. После утверждения дубликат документа направляют в аттестующую организацию.

6.2.4.7. Методики измерений, прошедшие аттестацию, подлежат регистрации в едином реестре методик измерений. Сведения об аттестованных методиках измерений разработчик передает в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений.

6.3. Оценивание погрешности методик измерений плотности нефти ареометром

6.3.1. Оценку характеристик погрешности методики измерений плотности нефти ареометром (далее - погрешности методики измерений) проводят при вводе в эксплуатацию СИКН или ХАЛ, а также на принятых в эксплуатацию СИКН, где такая оценка не была проведена ранее. Оценку погрешности проводят для каждой СИКН или ХАЛ в отдельности в соответствии с Приложением Е.

6.3.2. Экспериментальные исследования по оценке погрешности проводят аккредитованные в установленном порядке в области обеспечения единства измерений юридические лица и индивидуальные предприниматели, в том числе государственные научные метрологические институты и государственные региональные центры метрологии.

6.3.3. Экспериментальное оценивание погрешности методики измерений основано на проведении серии измерений плотности нефти ареометром, выполненных в соответствии с требованиями проекта документа, регламентирующего методику измерений, и сравнении полученных результатов измерений с соответствующими принятыми опорными значениями.

При оценивании погрешности методик измерений плотности нефти ареометром, применяемых при определении массы нефти косвенным методом динамических измерений или применяемых для проведения контроля метрологических характеристик поточных преобразователей плотности, в качестве опорного значения принимают результат измерения плотности эталонным средством измерения плотности (рабочие эталоны плотности с погрешностью не более 0,2 кг/м3: пикнометрическая установка, эталонный плотномер), позволяющим проводить отбор и измерение пробы без потери легких фракций нефти.

При оценивании погрешности методик измерений плотности нефти ареометром, применяемых при определении массы нефти косвенным методом статических измерений, в качестве опорного значения принимают результат измерения плотности переносным плотномером ПЛОТ-3 (модификации ПЛОТ-3Б-1Р или ПЛОТ-3Б-1П) исполнения А (погрешность не более 0,3 кг/м3 в диапазоне температуры нефти и окружающей среды от минус 20 до плюс 50 °C и вязкости нефти до 100 мм2/с) (далее - переносной плотномер ПЛОТ-3), позволяющим проводить измерение плотности нефти в мере вместимости без отбора пробы нефти (путем погружения датчика переносного плотномера ПЛОТ-3 в исследуемую нефть) и без потери легких фракций нефти.

6.3.4. По результатам экспериментальных исследований определяют следующие составляющие погрешности методики измерений плотности нефти ареометром:

- исключаемую систематическую погрешность;

- доверительные границы погрешности результата измерений плотности нефти;

- расширенную неопределенность измерений.

6.4. Требования к средствам измерений и вспомогательным устройствам, рекомендуемым для методик измерений плотности нефти ареометром

При выполнении измерений плотности рекомендуется применять следующие средства измерений, вспомогательные устройства, материалы:

6.4.1. Ареометры для нефти АНТ-1, АН по ГОСТ 18481 или ареометры для нефти других типов, с пределами допускаемой абсолютной погрешности не хуже +/- 0,5 кг/м3, прошедшие испытания типа средства измерений в установленном порядке.

6.4.2. Термометры жидкостные стеклянные типа А по ГОСТ 28498 или термометры стеклянные для испытаний нефтепродуктов типа ТИН-5 по ГОСТ 400 с пределами допускаемой основной погрешности +/- 0,2 °C.

Примечание. Допускается применять цифровые термометры с унифицированным выходным сигналом, удовлетворяющие требованиям настоящего стандарта.

6.4.3. Цилиндры для ареометров:

- стеклянные типа I по ГОСТ 18481;

- цилиндры двустенные термостатируемые, специально изготовленные для измерений плотности ареометром,

- цилиндры металлические, в том числе теплоизолированные, термостатируемые, вмонтированные в трубопровод.

Примечание. Внутренний диаметр цилиндра должен быть больше внешнего диаметра ареометра не менее чем на 25 мм, и высота должна быть такой, чтобы при погружении соответствующего ареометра в испытуемую пробу жидкости зазор между основанием ареометра и дном цилиндра составлял не менее 25 мм.

6.4.4. Термостат или водяная баня для поддержания заданной температуры пробы нефти с погрешностью 0,2 °C.

6.4.5. Штативы для закрепления термометров в фиксированном положении в цилиндрах.

6.4.6. Мешалки длиной не менее 400 мм.

6.4.7. Трубка резиновая диаметром 8 мм по ГОСТ 5496.

6.4.8. Емкости с герметичной крышкой (далее - емкость) для отбора и переноса пробы нефти по ГОСТ 2517.

6.4.9. Нефрас по ГОСТ 8505.

6.4.10. Допускается применять другие средства измерений и материалы, имеющие аналогичные характеристики и обеспечивающие выполнение измерений плотности с установленными в настоящем стандарте требованиями. Применяемые средства измерений должны быть внесены в Государственный реестр средств измерений, поверены, иметь действующие свидетельства о поверке или поверительные клейма.

6.5. Требования безопасности, охраны окружающей среды

6.5.1. Помещение для проведения измерений плотности нефти по пожарной опасности должно соответствовать требованиям правил пожарной безопасности, установленных для промышленных предприятий, действующих на территории государства <1>.

--------------------------------

<1> На территории Российской Федерации действуют Правила противопожарного режима в Российской Федерации (утверждены Постановлением Правительства Российской Федерации от 25 апреля 2012 г. N 360).

6.5.2. Содержание вредных веществ в воздухе рабочей зоны не должно превышать уровня предельно допустимых концентраций (ПДК), установленных в ГОСТ 12.1.005. Помещение для проведения измерений плотности нефти должно быть оборудовано устройствами приточно-вытяжной вентиляции и вытяжными шкафами.

6.5.3. Легковоспламеняющиеся жидкости (ЛВЖ) должны храниться в металлических или стеклянных емкостях, которые размещают в предназначенных для хранения нефтепродуктов помещениях. Ограниченные количества ЛВЖ могут храниться в помещении ХАЛ в металлических ящиках, металлических шкафах.

6.6. Требования к квалификации операторов

6.6.1. К выполнению измерений допускают лиц не моложе 18 лет, прошедших курс обучения по технике безопасности и пожарной безопасности и получивших квалификацию лаборанта или товарного оператора, изучивших эксплуатационные документы на применяемые средства измерений и вспомогательные устройства и имеющих допуск к самостоятельной работе.

6.7. Требования к условиям измерений

6.7.1. Требования к условиям измерений в ХАЛ:

6.8. Требования к отбору пробы

6.8.1. Пробы нефти отбирают в соответствии с требованиями ГОСТ 2517.

6.8.2. Отбор проб нефти - из мер вместимости.

6.8.2.1. Перед отбором пробы из мер вместимости нефть должна отстояться не менее 2 ч и из ее состава должны быть удалены отстой воды и загрязнения.

6.8.2.2. Для отбора объединенной пробы нефти в один прием применяют стационарные пробоотборники или пробоотборники с перфорированной заборной трубкой. Перед отбором пробы из пробоотборной системы стационарного пробоотборника сливают нефть в объеме не менее двух объемов пробоотборной системы стационарного пробоотборника. Объем отбираемой объединенной пробы должен быть не менее 2 л.

6.8.2.3. Точечные пробы нефти отбирают переносными пробоотборниками согласно требованиям ГОСТ 2517 с разных уровней в зависимости от высоты столба нефти в мере вместимости. Для получения объединенной пробы используют емкость, в которой смешивают точечные пробы в соотношениях, указанных в ГОСТ 2517, в зависимости от высоты столба нефти в мере вместимости. Объем объединенной пробы должен быть не менее двух литров.

6.8.3. Отбор пробы нефти в БИК

Точечные пробы нефти в БИК отбирают через ручной пробоотборник в герметично закрывающуюся емкость. Перед отбором пробы в течение 0,5 минуты производят сброс части нефти в дренаж. Емкость заполняют медленно, равномерной непрерывной затопленной струей (конец шланга или трубки, надетый на кран ручного пробоотборника, должен располагаться ниже уровня нефти в емкости) в течение 2 - 3 мин, добиваясь отсутствия на поверхности нефти газовых пузырьков. Объем пробы должен быть не менее 2 л.

При проведении измерений в БИК с применением цилиндра термостатируемого, вмонтированного в трубопровод, отбор пробы проводят в соответствии с требованиями технической документации. При отборе пробы цилиндр заполняют медленно и равномерно, добиваясь отсутствия на поверхности нефти в цилиндре газовых пузырьков.

Примечание. В процессе отбора пробы нефти на АРМ-оператора фиксируют значения температуры и давления. При проведении контроля метрологических характеристик поточных преобразователей плотности одновременно со значениями температуры и давления нефти на АРМ-оператора фиксируют значения плотности нефти в БИК.

6.9. Требования к подготовке выполнения измерений

6.9.1. Средства измерений выдерживают при температуре окружающего воздуха в помещении, в котором выполняют измерение, не менее 30 мин.

6.9.2. При выполнении измерений в ХАЛ пробу нефти доводят до требуемой температуры испытания с помощью термостата. Температура испытания должна быть такой, чтобы проба была достаточно жидкой (на 9 °C выше температуры застывания), но не горячей (не более 40 °C), чтобы не вызвать потерю легких фракций. При отсутствии термостата пробу нефти перед выполнением измерений выдерживают в герметично закрытой емкости при температуре окружающего воздуха ХАЛ не менее 30 мин либо при выполнении измерений используют теплоизолированные цилиндры.

При выполнении измерений в БИК применяют теплоизолированные цилиндры либо цилиндр термостатируемый, вмонтированный в трубопровод.

6.10. Требования к выполнению измерений

При измерениях выполняют следующие требования:

6.10.1. Устанавливают два цилиндра на ровную горизонтальную поверхность в месте, в котором отсутствуют сквозняки и температура окружающего воздуха не изменяется более чем на 2 °C во время проведения измерений.

6.10.2. Перемешивают отобранную пробу нефти в емкости без нарушения герметичности путем энергичных встряхиваний в течение 2 - 3 мин.

6.10.3. Заполняют два цилиндры отобранной пробой нефти. Заполнение цилиндров проводят закрытым способом при помощи трубки, опущенной до дна. Уровень заполнения стеклянных цилиндров - 5 - 6 см ниже верхнего края цилиндра, металлических - до верхнего края цилиндра.

6.10.4. Опускают в первый цилиндр (в первую часть пробы нефти) мешалку и термометр. Термометр закрепляют таким образом, чтобы столбик термометрической жидкости оказался на 5 - 10 мм выше уровня пробы нефти. С помощью мешалки проводят три-четыре движения от дна цилиндра до уровня нефти и обратно.

6.10.5. Считывают показания термометра с дискретностью цены деления шкалы.

6.10.6. Осторожно опускают в цилиндр ареометр, держа его за верхний конец. За два-три деления до предполагаемого значения плотности нефти ареометр отпускают, придавая ему легкое вращение.

6.10.7. После прекращения колебаний ареометра считывают показания его шкалы с дискретностью 1/5 цены деления (0,1 кг/м3) и показания термометра с дискретностью цены деления шкалы. При этом ареометр не должен касаться термометра и стенок цилиндра. Показания ареометра снимают по верхнему краю мениска, при этом глаз должен находиться на уровне мениска (см. рисунок 1). При использовании ареометров для нефти, градуированных по нижнему мениску, к показанию ареометра прибавляют поправку на мениск, равную 0,7 кг/м3. При использовании ареометров для нефти, градуированных по верхнему мениску, данную поправку не вносят.

6.10.8. Повторно считывают показания термометра с дискретностью цены деления шкалы. Если температура пробы нефти отличается от первоначально измеренной более чем на 0,5 °C, измерения ареометром и термометром повторяют до тех пор, пока температура не стабилизируется в пределах 0,5 °C. Если стабильная температура не может быть обеспечена, цилиндры помещают в термостат.

6.10.9. Вынимают ареометр и термометр, тщательно протирают их чистой ветошью и повторяют операции по 6.10.4 - 6.10.8 со вторым цилиндром (со второй частью пробы нефти), используя те же ареометр и термометр.

6.10.10. После измерений использованные средства измерений и оборудование промывают нефрасом и просушивают на воздухе.

Примечание. При выполнении измерений в цилиндре, вмонтированном в трубопровод, проводят два последовательных измерения плотности и температуры отобранной пробы нефти одними и теми же ареометром и термометром.

6.11. Требования к обработке результатов

6.11.1. Значения плотности нефти при температуре 15 °C, , кг/м3, в первой и второй частях пробы определяют по таблице А.1 Приложения А. Если расхождение между результатами приведения плотности двух частей пробы нефти превышает 0,6 кг/м3, то измерения повторяют, начиная с отбора пробы.

Для ареометров, градуированных при температуре 15 °C, полученные по таблице А.1 Приложения А значения плотности нефти при температуре 15 °C, , кг/м3, корректируют по формуле

где - скорректированное значение плотности нефти при температуре 15 °C, кг/м3;

- коэффициент, учитывающий разность температур градуировок ареометров, значения которого приведены в таблице Б.1 Приложения Б.

Примечание. Таблица А.1 Приложения А рассчитана с учетом поправки на температурное расширение стекла ареометров, градуированных при температуре 20 °C. Допускается для ареометров, градуированных при температуре 15 °C, находить значения плотности нефти при температуре 15 °C по таблице А.1 Приложения А с учетом внесения поправки.

6.11.2. Значения плотности нефти при температуре 20 °C, , кг/м3, в первой и второй частях пробы определяют по таблице В.1 Приложения В, исходя из значений плотности нефти при температуре 15 °C.

6.11.3. Значения плотности нефти при температуре t и давлении P в первой и второй частях пробы, , кг/м3, вычисляют по формуле

где - плотность нефти при температуре 15 °C в первой или второй части пробы, кг/м3;

- коэффициент объемного расширения нефти при температуре 15 °C, значения которого приведены в таблице Г.1 Приложения Г, ;

t - температура приведения, °C;

- коэффициент сжимаемости нефти при температуре t, значения которого приведены в таблице Д.1 Приложения Д, ;

P - избыточное давление приведения, МПа.

6.11.4. Вычисляют среднее арифметическое значение результатов определения плотности двух частей пробы нефти, найденных по 6.11.1 или по 6.11.2 либо по 6.11.3. Затем из среднего арифметического значения вычитают систематическую погрешность, указанную в свидетельстве о метрологической аттестации методики измерений плотности ареометром.

6.11.5. За результат измерений плотности нефти принимают значение, вычисленное согласно 6.11.4. Запись и округление чисел проводят до четырех значащих цифр.

Примечания

1. Таблицы пересчета плотности выполнены в соответствии с формулами, приведенными в руководстве по нефтяным измерительным стандартам Американского нефтяного института (American Petroleum Institute - API) [1], в соответствии ASTM D 1250 [2]. Формула (2) является разложением в ряд экспоненциальной формулы зависимости плотности от температуры и давления нефти, приведенной в [1].

2. Допускается пересчет значения плотности нефти производить по аттестованной в установленном порядке программе.