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.