Оставьте ссылку на эту страницу в соцсетях:

Поиск по базе документов:

 

Утверждаю

Заместитель директора

ГНМЦ ВНИИР по научной работе

М.С.НЕМИРОВ

26 июня 2003 года

 

РЕКОМЕНДАЦИЯ

 

ГОСУДАРСТВЕННАЯ СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЕДИНСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

 

ВЛАГОСОДЕРЖАНИЕ НЕФТИ В МАССОВЫХ ДОЛЯХ.

МЕТОДИКА ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ ВЛАГОМЕРАМИ СВЧ ТИПА УДВН

 

МИ 2364-2003

 

ИНФОРМАЦИОННЫЕ ДАННЫЕ

 

Разработана Государственным научным метрологическим центром Всероссийским научно-исследовательским институтом расходометрии (ГНМЦ ВНИИР).

Утверждена ГНМЦ ВНИИР 26 июня 2003 г.

Зарегистрирована ВНИИМС 30 июня 2003 г.

Взамен МИ 2364-96.

 

Настоящая Рекомендация распространяется на влагосодержание нефти в массовых долях и устанавливает методику выполнения его измерений влагомерами, принцип действия которых основан на методе СВЧ (поточными и лабораторными типа УДВН).

Рекомендация распространяется на нефти и смеси нефтей, сдаваемые нефтегазодобывающими объединениями и транспортируемые потребителям организациями нефтепроводного транспорта, а также на нефти, сдаваемые и принимаемые управлениями магистральных нефтепроводов.

 

1. НОРМЫ ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЙ

 

1.1. Методика выполнения измерений обеспечивает выполнение измерений в диапазоне (0,0 - 26,7)% масс. доли воды с погрешностью, не превышающей значений, приведенных в таблице 1.

 

Таблица 1

 

   Тип  
влагомера

  Диапазон измерения массовой 
доли воды в нефти влагомером, %

Пределы допускаемой погрешности
 измерений масс. доли воды, % 

УДВН-1л 

0,0 - 2,7                     

+/- 0,09                      

УДВН-1п 

0,0 - 2,7                     

+/- 0,08                      

УДВН-1пм

0,0 - 2,7                     

+/- 0,08                      

УДВН-1пм1

0,0 - 8,0                     

+/- 0,15                      

УДВН-1пм2

0,0 - 13,4                    

+/- 0,23                      

УДВН-1пм3

0,0 - 26,7                    

+/- 0,30                      

 

1.2. Получение результатов измерений влагосодержания нефти с приписанной погрешностью гарантируется при соблюдении приемов, операций и правил, установленных в настоящей Рекомендации.

 

2. СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

 

2.1. При выполнении измерений с помощью лабораторного влагомера применяют следующие средства измерений:

- влагомер нефти лабораторный УДВН-1л;

- термометры жидкостные стеклянные типа А, класса точности 1,0 с ценой деления 0,1 °С по ГОСТ 28498;

- ареометры для нефти типа АНТ-1 или АН с пределами допускаемой основной погрешности: +/- 0,5 кг/куб. м по ГОСТ 18481;

- цилиндры для ареометров стеклянные типа 1 45/520 по ГОСТ 18481.

2.2. При выполнении измерений с помощью поточного влагомера применяют следующие средства измерений:

- влагомеры нефти поточные: УДВН-1п; УДВН-1пм; УДВН-1пм1; УДВН-1пм2; УДВН-1пм3; УДВН-1п;

- датчик температуры с пределами допускаемой основной абсолютной погрешности +/- 2 °С, установленный в блоке измерений показателей качества (далее - БИК) в составе системы измерений количества и показателей качества нефти (далее - СИКН);

- преобразователь плотности поточный с пределами допускаемой основной абсолютной погрешности +/- 0,3 кг/куб. м, установленный в БИК.

2.3. Допускается применять другие аналогичные по назначению средства измерений, если их характеристики не уступают указанным в настоящей Рекомендации.

 

3. МЕТОД ИЗМЕРЕНИЙ

 

3.1. Измерения влагосодержания нефти в объемных долях выполняют влагомерами СВЧ типа УДВН, принцип действия которых основан на поглощении энергии микроволнового излучения водонефтяной эмульсией. Первичный преобразователь, состоящий из СВЧ переключателя и платы управления, выдает аналоговые сигналы, пропорциональные СВЧ мощности в опорном и измерительном каналах. Поступающий с первичного преобразователя сигнал, пропорциональный величине объемной доли воды, %, преобразуется в электронном блоке и переводится в цифровой код.

3.2. Значение влагосодержания в массовых долях, %, вычисляют по значениям плотности и температуры, полученным в процессе выполнения измерений.

 

4. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ

 

4.1. При выполнении измерений влагосодержания соблюдают требования безопасности, установленные в следующих документах:

"Правила технической эксплуатации электроустановок" (ПТЭ);

"Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителями" (ПТБ);

"Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности" (ПБНиГП) от 09.04.1998.

4.2. Легковоспламеняющиеся жидкости хранят в стеклянных банках Б-1 или склянках С-1 с притертыми пробками вместимостью 5 л (группа фасовки У1) по ГОСТ 3885, которые помещают в закрывающиеся металлические ящики со стенками и дном, выложенными негорючими материалами.

4.3. Особые условия по технике безопасности при эксплуатации влагомеров соблюдают в соответствии с требованиями эксплуатационных документов на конкретный тип используемого влагомера.

 

5. ТРЕБОВАНИЯ К КВАЛИФИКАЦИИ ОПЕРАТОРОВ

 

5.1. К выполнению измерений и обработке их результатов допускают лиц, достигших 18 лет, имеющих соответствующее техническое образование, ознакомленных с используемым оборудованием, изучивших эксплуатационную документацию на средства измерений и настоящую Рекомендацию, прошедших инструктаж по технике безопасности, имеющих опыт работ и аттестованных в порядке, установленном руководством предприятия.

 

6. УСЛОВИЯ ИЗМЕРЕНИЙ

 

6.1. При выполнении измерений с помощью лабораторного влагомера соблюдают следующие условия:

    температура окружающего воздуха, °С                        20 +/- 5;

    атмосферное давление, кПа                                  101,3 +/- 4;

    относительная влажность, %                                 30...80;

    напряжение питания, В                                      220 +/- 4,4;

    частота напряжения питания, Гц                             50 +/- 0,5;

    температура измеряемой среды, °С                           20 +/- 5.

 

6.2. При выполнении измерений с помощью поточного влагомера соблюдают следующие условия:

    температура окружающего воздуха, °С                        +5...+40;

    атмосферное давление, кПа                                  101,3 +/- 4;

    относительная влажность, %                                 30...80;

    напряжение питания, В                                      220 +/-4,4;

    частота напряжения питания, Гц                             50 +/- 0,5;

    давление нефти в трубопроводе, МПа, не более               60;

    температура измеряемой среды, °С                           +5...+50.

 

6.3. Параметры измеряемой среды:

    содержание солей в товарной нефти, мг/л, не более          900;

    содержание солей в сырой нефти, %, не более                20;

    содержание сернистых соединений, масс. доля, %, не более   5;

    содержание мехпримесей, масс. доля, %, не более            0,1;

    содержание парафина, масс. доля, %, не более               6;

    плотность, кг/куб. м                                       750...900.

 

7. ПОДГОТОВКА К ВЫПОЛНЕНИЮ ИЗМЕРЕНИЙ

 

При подготовке к выполнению измерений проводят следующие работы:

7.1. Изучают эксплуатационную документацию на применяемые средства измерений и вспомогательные устройства и необходимые нормативные документы. Проверяют наличие свидетельств о поверке.

7.2. Лабораторный влагомер перед выполнением измерений промывают и просушивают, а также подготавливают вспомогательное оборудование (стеклянную посуду, промывочные жидкости, термометр и набор ареометров). Снимают показания влагомера на воздухе. Если разность полученных и занесенных в протокол поверки показаний на воздухе превышает основную абсолютную погрешность, то влагомер заново градуируют и поверяют.

7.3. При вводе в эксплуатацию поточного влагомера проверяют правильность монтажа, проводят опробование влагомера в соответствии с требованиями инструкции по эксплуатации. Снимают показания влагомера на воздухе. Если разность полученных и занесенных в протокол поверки показаний на воздухе превышает основную абсолютную погрешность, то влагомер заново градуируют и поверяют.

 

8. ВЫПОЛНЕНИЕ ИЗМЕРЕНИЙ

 

8.1. Измерения влагосодержания в объемных долях, %, лабораторными влагомерами выполняют в соответствии с требованиями инструкции по эксплуатации влагомеров. Измеряют температуру и плотность отобранной для выполнения измерений пробы нефти.

8.2. Измерения влагосодержания в объемных долях, %, поточными влагомерами проводят одновременно с измерениями значений плотности и температуры в БИК в составе СИКН.

 

9. ВЫЧИСЛЕНИЕ И ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ИЗМЕРЕНИЙ

 

    9.1.  Влагосодержание  нефти  в массовых долях, %, (W ) рассчитывают по

                                                         м

формуле:

 

                                         ро

                                           в

                              W  = W   х ---,                           (1)

                               м    об   ро

                                           н

 

    где:

    W   - влагосодержание в объемных долях, %, измеренное влагомером;

     об

    ро   -  плотность воды при температуре измерений влагосодержания нефти,

      в

кг/куб. м;

    ро   - плотность нефти при температуре измерений влагосодержания нефти,

      н

кг/куб. м.

    Если  температуры  измерений  плотности  и  влагосодержания  разные, то

измеренное  значение  плотности  нефти  приводят  к  температуре  измерений

влагосодержания нефти по формуле:

 

                     ро  = ро   [1 + бета (t   - t)],                   (2)

                       н     из             из

 

    где:

    ро   -  значение  плотности  нефти, приведенное к температуре измерений

      н

влагосодержания, кг/куб. м;

    ро   - измеренное значение плотности, кг/куб. м;

      из

    бета - коэффициент объемного расширения нефти (по МИ 2153, прил. 2);

    t   - температура нефти при измерениях плотности, °С;

     из

    t - температура нефти при измерениях влагосодержания, °С.

9.2. Результаты измерений и вычислений влагосодержания оформляют записью в журнале по форме, приведенной в таблице 2.

 

Таблица 2

 

┌─────────────┬──────────────────┬─────────────────┬─────────────┐

│Объемная доля│Температура нефти,│Плотность нефти, │Массовая доля│

│воды, W  , % │      t, °С       │ ро , кг/куб. м  │ воды, W , % │

       об                         н                    м   

├─────────────┼──────────────────┼─────────────────┼─────────────┤

└─────────────┴──────────────────┴─────────────────┴─────────────┘

 

10. КОНТРОЛЬ ПОГРЕШНОСТИ МВИ

 

10.1. Целесообразность внутреннего контроля погрешности МВИ при ее использовании и его периодичность определяет руководство предприятия.

10.2. Периодический контроль погрешности МВИ влагосодержания нефти в массовых долях с помощью лабораторного влагомера проводят следующим образом:

- готовят поверочную пробу искусственной водонефтяной эмульсии для одной из реперных точек одним из способов, приведенным в МИ 2366;

    -  пересчитывают  значение  влагосодержания поверочной пробы в массовые

доли воды (W    ) по формуле (1) настоящей Рекомендации;

            п.п.

    -  измеряют  влагосодержание  нефти  в  массовых  долях  приготовленной

поверочной  пробы с помощью лабораторного влагомера (W ) согласно настоящей

                                                      м

Рекомендации.

    10.3.  Периодический  контроль  погрешности МВИ влагосодержания нефти в

массовых долях с помощью поточного влагомера проводят следующим образом:

    -  измеряют  массовую  долю воды (W ) согласно настоящей Рекомендации с

                                       м

помощью поточного влагомера;

    -  одновременно  отбирают  пробу и измеряют значение объемной доли воды

согласно приложению 2 МИ 2366;

    -  пересчитывают  значение  влагосодержания отобранной пробы в массовые

доли воды (W    ) по формуле (1) настоящей Рекомендации.

            п.п.

    10.4.  Погрешность измерений влагосодержания в массовых долях с помощью

лабораторного и поточного влагомеров рассчитывают по формуле:

 

                          ДЕЛЬТА W  = W  - W    .

                                  м    м    п.п.

 

Рассчитанная погрешность не должна превышать предела допускаемой погрешности измерений, приведенной в таблице 1 настоящей Рекомендации.

 

 

 

 

 

Приложение А

 

БИБЛИОГРАФИЯ

 

ГОСТ 3885-73    Реактивы и особо чистые вещества. Правила приемки, отбор

                проб, фасовка, упаковка, маркировка, транспортирование и

                хранение.

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

ГОСТ 28498-90   Термометры жидкостные стеклянные. Общие технические

                требования. Методы испытаний.

МИ 2153-2001    ГСИ. Плотность нефти. Требования к методике выполнения

                измерений ареометром при учетных операциях.

МИ 2366-96      ГСИ. Влагомеры товарной нефти типа УДВН. Методика поверки.

 

 



Мегабиблиотека по охране труда и технике безопасности. // Некоммерческий проект для инженеров по охране труда. //

Рейтинг@Mail.ru Яндекс цитирования

Copyright © www.УЦОТ.рф, 2012 - 2018