{"id":"api-gravity-density-mass-volume-engineering-guide","canonicalSlug":"api-gravity-density-mass-volume-engineering-guide","url":"https://wellficent.com/ru/news/api-gravity-density-mass-volume-engineering-guide","language":"ru","title":"Плотность в градусах API и пересчёт массы и объёма: руководство по нефтяному инжинирингу","summary":"Проверенные определения EIA и NIST, воспроизводимый пересчёт баррелей в тонны и пример смешения показывают, зачем нужны явно заданные условия приведения.","body":["Баррель измеряет объём, а тонна — массу. Для их пересчёта нужна плотность конкретной жидкости при согласованных температуре и давлении. Плотность в градусах API широко используется в нефтяной отчётности, но одно значение API не превращает рабочий объём резервуара, мощность НПЗ или наблюдение по скважине в сопоставимое измерение массы.","Руководство опирается на определение Управления энергетической информации США и опубликованный NIST пример гравиметрической проверки счётчиков. Три образца нефти, партия и смесь — условные инженерные входные данные, а не полевые измерения. Промежуточные результаты сохраняются без округления. Иллюстрация концептуальная; график показывает расчёт по заявленным условиям, а не измеренный анализ или прогноз."],"keyPoints":[],"sections":[{"heading":"Начните с условий приведения","paragraphs":["EIA определяет шкалу API через отношение плотности нефтяной жидкости при 60 °F к плотности воды при 60 °F. Относительная плотность SG безразмерна. Важны обе температуры: 60 °F — приблизительно 15,56 °C; плотность при другой температуре не становится автоматически той же приведённой величиной. В лабораторном отчёте должны быть указаны образец, метод, температура и условия представления результата.","Сохраняйте определение жидкости вместе с числом. Нефть, конденсат, нефтепродукт и буровой раствор — разные материалы, даже если их относительные плотности близки. Примеры ниже относятся к одной нефтяной жидкой фазе при заданных условиях. Они не дают универсальной поправки на воду, взвешенные частицы, увлечённый газ или изменение фазового состава."]},{"heading":"Перейдите от градусов API к относительной плотности","paragraphs":["Соотношение EIA имеет вид °API = 141.5 / SG − 131.5. После преобразования SG = 141.5 / (°API + 131.5). Поэтому большее значение API соответствует меньшей относительной плотности при заданных условиях. Для воды SG = 1, что даёт 10 °API. Формула определяет шкалу представления плотности; она не определяет состав нефти или вязкость.","Для условного образца 35 °API получаем SG = 141.5 / 166.5 = 0.84984985 после округления. Образцы 20 и 50 °API дают соответственно 0.93399340 и 0.77961433. Подстановка неокруглённых значений обратно в формулу API восстанавливает исходные данные. Раннее округление до 0,85 допустимо для грубой оценки, но не должно заменять исходное значение в воспроизводимом расчёте."]},{"heading":"Переведите отношение в плотность с единицами","paragraphs":["В статье NIST за август 2005 года о гравиметрической проверке нефтяных счётчиков плотность при 60 °F в фунтах на американский галлон определяется как SG × 8.337193. Опубликованный пример 28,3 °API даёт около 7,38 lb/US gal, что воспроизводится нашим расчётом. Это исторический технический источник для соотношения, а не замена современных требований к измерениям.","С тем же коэффициентом образец 35 °API даёт 7.08536222 lb/US gal. Нефтяной баррель содержит 42 американских галлона; фунт avoirdupois равен 0.45359237 кг, метрическая тонна — 1 000 кг. EIA и NIST приводят около 0.1589873 м³ на нефтяной баррель. Явное указание американского галлона исключает подмену другим по объёму имперским галлоном.","Условное уравнение массы: m[t] = V[bbl] × 42 × SG × 8.337193 × 0.45359237 / 1000. Деление массы барреля в килограммах на округлённый объёмный коэффициент даёт около 849,01 кг/м³ для 35 °API. Поэтому показанная плотность в СИ приблизительна. Дополнительные вычислительные знаки улучшают воспроизводимость, но не повышают точность исходного коэффициента или измерения образца."]},{"heading":"Рассчитайте партию и сравните три случая","paragraphs":["Пусть условная партия составляет 100 000 bbl, объём уже приведён к 60 °F, а условия по давлению согласованы. При 35 °API уравнение даёт 13 498,24 т после округления. Обратный коэффициент составляет приблизительно 7,4084 bbl/t. Универсальный коэффициент баррелей на тонну потерял бы зависимость от плотности жидкости. Его применение к объёму резервуара без температурной поправки добавит отдельную нерешённую задачу.","При неизменном приведённом объёме 100 000 bbl случай 20 °API даёт 14 834,70 т, а 50 °API — 12 382,68 т. График сравнивает эти расчётные массы. Это изолированное сравнение плотностей: оно не измеряет загрузку НПЗ, выход продуктов, качество нефти помимо плотности или изменение физической добычи. При переходе от суточного объёма к массовому расходу необходимо сохранить временной знаменатель."]},{"heading":"Смешивайте плотности до обратного перехода к API","paragraphs":["Во втором условном расчёте смешиваются равные приведённые объёмы жидкостей 20 и 50 °API при допущении аддитивности объёмов и отсутствия потерь. Тогда SGсмеси = (0.93399340 + 0.77961433) / 2 = 0.85680386. Подстановка неокруглённого среднего в формулу API даёт 33.64865 °API, то есть около 33,65 °API.","Прямое усреднение двух значений API даёт 35 °API — другой результат, поскольку преобразование нелинейно. Допущение равных объёмов принципиально: равные массы требуют иного объёмного расчёта. Реальные смеси также могут отклоняться от аддитивности объёмов. Для фактической перекачки или смешения нужны измеренные свойства смеси и применимая методика поправок; учебный пример не является сертифицированным прогнозом свойств смеси."]},{"heading":"Разделяйте чувствительность расчёта и неопределённость измерения","paragraphs":["При фиксированных приведённом объёме и коэффициенте масса пропорциональна 1 / (°API + 131.5). Поэтому относительная чувствительность первого порядка равна Δm/m ≈ −ΔAPI / (°API + 131.5). Вблизи 35 °API условное изменение ±0,5 °API соответствует примерно ±0,3003 % изменения массы, если остальные входные данные неизменны.","Это локальная чувствительность, а не доверительный интервал или характеристика точности прибора. Бюджет неопределённости должен учитывать измерение объёма, отбор проб, определение температуры, калибровку и зависимости между входными величинами. NIST объясняет, почему применение паспортов продукта требует допущений о последовательных партиях. Дополнительные десятичные знаки при пересчёте API в SG не устраняют этих допущений."]},{"heading":"Отделяйте инженерные расчёты от наблюдений в данных","paragraphs":["Годовую мощность НПЗ в тоннах нельзя корректно перевести в баррели в сутки без подходящей плотности и временной основы. Даже после правильного пересчёта массы и объёма мощность на календарные сутки, мощность на сутки работы и фактическая годовая загрузка остаются разными величинами. Связанное руководство по мощности НПЗ объясняет эти знаменатели. Условные плотности здесь не являются новыми мощностями объектов Атласа НПЗ.","То же правило действует для скважин. Плотность бурового раствора для гидростатического расчёта не измеряет плотность добываемой нефти в градусах API. При повторном использовании должны сохраняться имя исходного поля, жидкость и условия приведения. Связи для технического чтения не доказывают, что две записи относятся к одной физической скважине, что месторождение снабжает НПЗ или что неопубликованное свойство жидкости известно."]},{"heading":"Воспроизводимый порядок действий и ограничения","paragraphs":["Запишите исходное значение API и условия приведения; рассчитайте SG без раннего округления; явно примените выбранный коэффициент плотности; сохраняйте единицы при переходе между баррелями, галлонами, фунтами и тоннами; округляйте только показанный результат. Обратный расчёт должен восстановить API и объём партии в пределах указанного округления. Передавайте исходные ссылки и допущения вместе с результатом.","В реальном применении установите, относятся ли объём и плотность к одному образцу, фазе и условиям. При необходимости получите соответствующие температурные или барические поправки. Одно значение API не даёт ни этих поправок, ни полного анализа нефти. Определения и примеры расчётов проверены 11 ноября 2026 года; это не эксплуатационная инструкция, не сертификация счётчика и не прогноз добычи."]}],"text":"Плотность в градусах API и пересчёт массы и объёма: руководство по нефтяному инжинирингу\n\nПроверенные определения EIA и NIST, воспроизводимый пересчёт баррелей в тонны и пример смешения показывают, зачем нужны явно заданные условия приведения.\n\nБаррель измеряет объём, а тонна — массу. Для их пересчёта нужна плотность конкретной жидкости при согласованных температуре и давлении. Плотность в градусах API широко используется в нефтяной отчётности, но одно значение API не превращает рабочий объём резервуара, мощность НПЗ или наблюдение по скважине в сопоставимое измерение массы.\n\nРуководство опирается на определение Управления энергетической информации США и опубликованный NIST пример гравиметрической проверки счётчиков. Три образца нефти, партия и смесь — условные инженерные входные данные, а не полевые измерения. Промежуточные результаты сохраняются без округления. Иллюстрация концептуальная; график показывает расчёт по заявленным условиям, а не измеренный анализ или прогноз.\n\nНачните с условий приведения\n\nEIA определяет шкалу API через отношение плотности нефтяной жидкости при 60 °F к плотности воды при 60 °F. Относительная плотность SG безразмерна. Важны обе температуры: 60 °F — приблизительно 15,56 °C; плотность при другой температуре не становится автоматически той же приведённой величиной. В лабораторном отчёте должны быть указаны образец, метод, температура и условия представления результата.\n\nСохраняйте определение жидкости вместе с числом. Нефть, конденсат, нефтепродукт и буровой раствор — разные материалы, даже если их относительные плотности близки. Примеры ниже относятся к одной нефтяной жидкой фазе при заданных условиях. Они не дают универсальной поправки на воду, взвешенные частицы, увлечённый газ или изменение фазового состава.\n\nПерейдите от градусов API к относительной плотности\n\nСоотношение EIA имеет вид °API = 141.5 / SG − 131.5. После преобразования SG = 141.5 / (°API + 131.5). Поэтому большее значение API соответствует меньшей относительной плотности при заданных условиях. Для воды SG = 1, что даёт 10 °API. Формула определяет шкалу представления плотности; она не определяет состав нефти или вязкость.\n\nДля условного образца 35 °API получаем SG = 141.5 / 166.5 = 0.84984985 после округления. Образцы 20 и 50 °API дают соответственно 0.93399340 и 0.77961433. Подстановка неокруглённых значений обратно в формулу API восстанавливает исходные данные. Раннее округление до 0,85 допустимо для грубой оценки, но не должно заменять исходное значение в воспроизводимом расчёте.\n\nПереведите отношение в плотность с единицами\n\nВ статье NIST за август 2005 года о гравиметрической проверке нефтяных счётчиков плотность при 60 °F в фунтах на американский галлон определяется как SG × 8.337193. Опубликованный пример 28,3 °API даёт около 7,38 lb/US gal, что воспроизводится нашим расчётом. Это исторический технический источник для соотношения, а не замена современных требований к измерениям.\n\nС тем же коэффициентом образец 35 °API даёт 7.08536222 lb/US gal. Нефтяной баррель содержит 42 американских галлона; фунт avoirdupois равен 0.45359237 кг, метрическая тонна — 1 000 кг. EIA и NIST приводят около 0.1589873 м³ на нефтяной баррель. Явное указание американского галлона исключает подмену другим по объёму имперским галлоном.\n\nУсловное уравнение массы: m[t] = V[bbl] × 42 × SG × 8.337193 × 0.45359237 / 1000. Деление массы барреля в килограммах на округлённый объёмный коэффициент даёт около 849,01 кг/м³ для 35 °API. Поэтому показанная плотность в СИ приблизительна. Дополнительные вычислительные знаки улучшают воспроизводимость, но не повышают точность исходного коэффициента или измерения образца.\n\nРассчитайте партию и сравните три случая\n\nПусть условная партия составляет 100 000 bbl, объём уже приведён к 60 °F, а условия по давлению согласованы. При 35 °API уравнение даёт 13 498,24 т после округления. Обратный коэффициент составляет приблизительно 7,4084 bbl/t. Универсальный коэффициент баррелей на тонну потерял бы зависимость от плотности жидкости. Его применение к объёму резервуара без температурной поправки добавит отдельную нерешённую задачу.\n\nПри неизменном приведённом объёме 100 000 bbl случай 20 °API даёт 14 834,70 т, а 50 °API — 12 382,68 т. График сравнивает эти расчётные массы. Это изолированное сравнение плотностей: оно не измеряет загрузку НПЗ, выход продуктов, качество нефти помимо плотности или изменение физической добычи. При переходе от суточного объёма к массовому расходу необходимо сохранить временной знаменатель.\n\nСмешивайте плотности до обратного перехода к API\n\nВо втором условном расчёте смешиваются равные приведённые объёмы жидкостей 20 и 50 °API при допущении аддитивности объёмов и отсутствия потерь. Тогда SGсмеси = (0.93399340 + 0.77961433) / 2 = 0.85680386. Подстановка неокруглённого среднего в формулу API даёт 33.64865 °API, то есть около 33,65 °API.\n\nПрямое усреднение двух значений API даёт 35 °API — другой результат, поскольку преобразование нелинейно. Допущение равных объёмов принципиально: равные массы требуют иного объёмного расчёта. Реальные смеси также могут отклоняться от аддитивности объёмов. Для фактической перекачки или смешения нужны измеренные свойства смеси и применимая методика поправок; учебный пример не является сертифицированным прогнозом свойств смеси.\n\nРазделяйте чувствительность расчёта и неопределённость измерения\n\nПри фиксированных приведённом объёме и коэффициенте масса пропорциональна 1 / (°API + 131.5). Поэтому относительная чувствительность первого порядка равна Δm/m ≈ −ΔAPI / (°API + 131.5). Вблизи 35 °API условное изменение ±0,5 °API соответствует примерно ±0,3003 % изменения массы, если остальные входные данные неизменны.\n\nЭто локальная чувствительность, а не доверительный интервал или характеристика точности прибора. Бюджет неопределённости должен учитывать измерение объёма, отбор проб, определение температуры, калибровку и зависимости между входными величинами. NIST объясняет, почему применение паспортов продукта требует допущений о последовательных партиях. Дополнительные десятичные знаки при пересчёте API в SG не устраняют этих допущений.\n\nОтделяйте инженерные расчёты от наблюдений в данных\n\nГодовую мощность НПЗ в тоннах нельзя корректно перевести в баррели в сутки без подходящей плотности и временной основы. Даже после правильного пересчёта массы и объёма мощность на календарные сутки, мощность на сутки работы и фактическая годовая загрузка остаются разными величинами. Связанное руководство по мощности НПЗ объясняет эти знаменатели. Условные плотности здесь не являются новыми мощностями объектов Атласа НПЗ.\n\nТо же правило действует для скважин. Плотность бурового раствора для гидростатического расчёта не измеряет плотность добываемой нефти в градусах API. При повторном использовании должны сохраняться имя исходного поля, жидкость и условия приведения. Связи для технического чтения не доказывают, что две записи относятся к одной физической скважине, что месторождение снабжает НПЗ или что неопубликованное свойство жидкости известно.\n\nВоспроизводимый порядок действий и ограничения\n\nЗапишите исходное значение API и условия приведения; рассчитайте SG без раннего округления; явно примените выбранный коэффициент плотности; сохраняйте единицы при переходе между баррелями, галлонами, фунтами и тоннами; округляйте только показанный результат. Обратный расчёт должен восстановить API и объём партии в пределах указанного округления. Передавайте исходные ссылки и допущения вместе с результатом.\n\nВ реальном применении установите, относятся ли объём и плотность к одному образцу, фазе и условиям. При необходимости получите соответствующие температурные или барические поправки. Одно значение API не даёт ни этих поправок, ни полного анализа нефти. Определения и примеры расчётов проверены 11 ноября 2026 года; это не эксплуатационная инструкция, не сертификация счётчика и не прогноз добычи.\n\nТехнико-экономический анализ\n\nАнализ по состоянию на: 2026-11-11\n\nПоследняя дата включённых источников: 2026-11-11\n\nГоризонт прогноза: Расчёты свойств при опорных условиях\n\nИллюстративная чувствительность\n\nРасчётная масса условной партии 100 000 баррелей при 60 °F\n\nУсловные однофазные жидкости при 60 °F и совместимой базе давления: m[t] = 100000 × 42 × SG × 8.337193 × 0.45359237 / 1000; SG = 141.5 / (API + 131.5). Расчётное сравнение, не измерения и не прогноз.\n\nЭти расчеты иллюстрируют заявленные предположения; это не наблюдения и не калиброванный прогноз.\n\n20 °API: 14 834,6974 метрические тонны\n\n35 °API: 13 498,2382 метрические тонны\n\n50 °API: 12 382,6813 метрические тонны","category":"energy","region":"world","topics":["oil","gas"],"eventDate":"2026-11-11","eventDateBasis":"analysis-as-of-date","publishedAt":"2026-11-11T09:58:09Z","modifiedAt":"2026-11-11T09:58:09Z","publicationBasis":"first-publication","preparedAt":"2026-11-11T09:52:44Z","sourcePublishedAt":null,"translatedAt":"2026-11-11T09:54:15Z","sources":[{"url":"https://www.eia.gov/tools/glossary/index.php?id=API","name":"EIA — API gravity definition","checkedAt":"2026-11-11"},{"url":"https://www.eia.gov/dnav/pet/tbldefs/pet_pnp_crq_tbldef2.asp","name":"EIA — Crude oil input qualities: API gravity reference basis","checkedAt":"2026-11-11"},{"url":"https://www.nist.gov/system/files/documents/2017/05/09/B-013.pdf","name":"NIST — Gravimetric Testing of Oil Meters: Converting Net Weight to Corrected Volume, August 2005","checkedAt":"2026-11-11"},{"url":"https://www.nist.gov/pml/special-publication-811/nist-guide-si-appendix-b-conversion-factors/nist-guide-si-appendix-b9","name":"NIST — SI Guide Appendix B.9 conversion factors","checkedAt":"2026-11-11"},{"url":"https://www.eia.gov/totalenergy/conversion/factors/","name":"EIA — Energy conversion factors","checkedAt":"2026-11-11"},{"url":"https://www.osha.gov/otm/section-10-miscellaneous/chapter-1","name":"OSHA — Metric System Conversion, Tables X:1-8 and X:1-9","checkedAt":"2026-11-11"}],"translations":{"en":"https://wellficent.com/en/news/api-gravity-density-mass-volume-engineering-guide","tr":"https://wellficent.com/tr/news/api-gravity-density-mass-volume-engineering-guide","ar":"https://wellficent.com/ar/news/api-gravity-density-mass-volume-engineering-guide","fr":"https://wellficent.com/fr/news/api-gravity-density-mass-volume-engineering-guide","es":"https://wellficent.com/es/news/api-gravity-density-mass-volume-engineering-guide","ru":"https://wellficent.com/ru/news/api-gravity-density-mass-volume-engineering-guide","pt":"https://wellficent.com/pt/news/api-gravity-density-mass-volume-engineering-guide"},"corrections":[],"locations":[],"type":"analysis","analysis":{"asOf":"2026-11-11","kind":"technical-economic","chart":{"kind":"illustrative","note":{"ar":"مدخلات افتراضية لسائل واحد عند 60 °F وعلى أساس ضغط متوافق: m[t] = 100000 × 42 × SG × 8.337193 × 0.45359237 / 1000; SG = 141.5 / (API + 131.5). مقارنة حسابية وليست قياسات أو توقعاً.","en":"Hypothetical single-liquid inputs at 60 °F on a compatible pressure basis: m[t] = 100000 × 42 × SG × 8.337193 × 0.45359237 / 1000; SG = 141.5 / (API + 131.5). Calculated comparison, not measurements or a forecast.","es":"Líquidos hipotéticos a 60 °F con una base de presión compatible: m[t] = 100000 × 42 × SG × 8.337193 × 0.45359237 / 1000; SG = 141.5 / (API + 131.5). Comparación calculada, no mediciones ni pronóstico.","fr":"Liquides fictifs à 60 °F et sur une base de pression compatible : m[t] = 100000 × 42 × SG × 8.337193 × 0.45359237 / 1000; SG = 141.5 / (API + 131.5). Comparaison calculée, ni mesures ni prévision.","pt":"Líquidos hipotéticos a 60 °F numa base de pressão compatível: m[t] = 100000 × 42 × SG × 8.337193 × 0.45359237 / 1000; SG = 141.5 / (API + 131.5). Comparação calculada, não medições nem previsão.","ru":"Условные однофазные жидкости при 60 °F и совместимой базе давления: m[t] = 100000 × 42 × SG × 8.337193 × 0.45359237 / 1000; SG = 141.5 / (API + 131.5). Расчётное сравнение, не измерения и не прогноз.","tr":"Uyumlu basınç temelinde 60 °F’de varsayımsal tek sıvı girdileri: m[t] = 100000 × 42 × SG × 8.337193 × 0.45359237 / 1000; SG = 141.5 / (API + 131.5). Hesaplanan karşılaştırmadır; ölçüm veya öngörü değildir."},"rows":[{"label":{"ar":"20 °API","en":"20 °API","es":"20 °API","fr":"20 °API","pt":"20 °API","ru":"20 °API","tr":"20 °API"},"value":14834.697442626712},{"label":{"ar":"35 °API","en":"35 °API","es":"35 °API","fr":"35 °API","pt":"35 °API","ru":"35 °API","tr":"35 °API"},"value":13498.238213561242},{"label":{"ar":"50 °API","en":"50 °API","es":"50 °API","fr":"50 °API","pt":"50 °API","ru":"50 °API","tr":"50 °API"},"value":12382.68133640742}],"unit":"metric tonnes","title":{"ar":"الكتلة المحسوبة لشحنة افتراضية حجمها 100,000 bbl عند 60 °F","en":"Calculated mass of a hypothetical 100,000 bbl parcel at 60 °F","es":"Masa calculada de un lote hipotético de 100.000 bbl a 60 °F","fr":"Masse calculée d’un lot fictif de 100 000 bbl à 60 °F","pt":"Massa calculada de um lote hipotético de 100.000 bbl a 60 °F","ru":"Расчётная масса условной партии 100 000 баррелей при 60 °F","tr":"60 °F’de varsayımsal 100.000 bbl yükün hesaplanan kütlesi"},"unitLabel":{"ar":"طن متري","en":"metric tonnes","es":"toneladas métricas","fr":"tonnes métriques","pt":"toneladas métricas","ru":"метрические тонны","tr":"metrik ton"}},"horizon":"Reference-property calculations","horizonLabel":{"ar":"حسابات الخواص المرجعية","en":"Reference-property calculations","es":"Cálculos de propiedades de referencia","fr":"Calculs des propriétés de référence","pt":"Cálculos de propriedades de referência","ru":"Расчёты свойств при опорных условиях","tr":"Referans özellik hesapları"},"evidenceCutoff":"2026-11-11"},"relatedArticles":[{"canonicalSlug":"refinery-capacity-calendar-stream-day-engineering-guide","url":"https://wellficent.com/ru/news/refinery-capacity-calendar-stream-day-engineering-guide","title":"Мощность НПЗ: календарные сутки, сутки работы и фактическая переработка","language":"ru"},{"canonicalSlug":"oil-gas-production-data-rates-boe-decline-engineering-guide","url":"https://wellficent.com/ru/news/oil-gas-production-data-rates-boe-decline-engineering-guide","title":"Данные добычи нефти и газа: дебит, эквивалент, падение и стоимость","language":"ru"},{"canonicalSlug":"drilling-hydrostatic-pressure-ecd-engineering-guide","url":"https://wellficent.com/ru/news/drilling-hydrostatic-pressure-ecd-engineering-guide","title":"Давление при бурении: гидростатика, ECD и окно плотности","language":"ru"}],"image":{"url":"https://wellficent.com/media/24a505a86fabe496d39553ced55e101debf3f8633fd736541d10eb0f43cbb2d1.webp","width":1536,"height":1024,"alt":"Концептуальная иллюстрация нефтяной лаборатории: плавающий ареометр в янтарной жидкости, закрытый флакон и весы; измеренные значения не показаны.","credit":"Wellficent / Codex imagegen — Концептуальная иллюстрация ИИ; не подлинная фотография проекта и не свидетельство измеренных свойств образца.","licenseUrl":"https://openai.com/policies/terms-of-use/"}}