МИ 2364-2003. Рекомендация. Государственная система обеспечения единства измерений. Влагосодержание нефти в массовых долях. Методика выполнения измерений влагомерами СВЧ типа УДВН

Государственный комитет Российской Федерации по стандартизации и метрологии · № МИ 2364-2003Действующий акт

(утв. ГНМЦ ВНИИР Госстандарта России 26.06.2003)

Примечание

Взамен МИ 2364-96.

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 воды, W , % об	Температура нефти, t, °С	Плотность нефти, ро , кг/куб. м н	Массовая доля воды, W , % 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.