Р 50.2.072-2009. Рекомендации по метрологии. Государственная система обеспечения единства измерений. Массовая концентрация воды в сырой нефти. Методика дискретных измерений с помощью влагомера «ОХН»
(утв. и введены в действие Приказом Ростехрегулирования от 15.12.2009 № 1038-ст)
Примечание
Документ введен в действие с 01.01.2011.
Утверждены и введены в действие Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 15 декабря 2009 г. № 1038-ст
ГОСУДАРСТВЕННАЯ СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЕДИНСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
МАССОВАЯ КОНЦЕНТРАЦИЯ ВОДЫ В СЫРОЙ НЕФТИ МЕТОДИКА ДИСКРЕТНЫХ ИЗМЕРЕНИЙ С ПОМОЩЬЮ ВЛАГОМЕРА «ОХН»
State system for ensuring the uniformity of measurements. Water mass concentration in crude oil. Discrete measurements procedure with the use of cut meter «ОХН»
Дата введения 1 января 2011 года
Предисловие
Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. № 184-ФЗ «О техническом регулировании», а правила применения национальных стандартов Российской Федерации — ГОСТ Р 1.0-2004 «Стандартизация в Российской Федерации. Основные положения»
Сведения о рекомендациях по метрологии
1 РАЗРАБОТАНЫ Федеральным государственным унитарным предприятием «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии» (ФГУП «ВНИИР»)
2 ВНЕСЕНЫ Управлением метрологии Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии
3 УТВЕРЖДЕНЫ И ВВЕДЕНЫ В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 15 декабря 2009 г. № 1038-ст
Информация об изменениях к настоящим рекомендациям публикуется в ежегодно издаваемом информационном указателе «Национальные стандарты», а текст изменений и поправок — в ежемесячно издаваемых информационных указателях «Национальные стандарты». В случае пересмотра (замены) или отмены настоящих рекомендаций соответствующее уведомление будет опубликовано в ежемесячно издаваемом 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
1 Область применения
Настоящие рекомендации устанавливают методику дискретных измерений массовой концентрации воды в сырой нефти в соответствии с ГОСТ Р 8.615-2005 с помощью влагомера «ОХН» в составе измерительных установок.
2 Нормативные ссылки
В настоящих рекомендациях использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:
ГОСТ Р 8.615-2005 Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования
ГОСТ 12.1.007-76 Система стандартов безопасности труда. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности
ГОСТ 18481-81 Ареометры и цилиндры стеклянные. Общие технические условия
ГОСТ 2517-85 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб
ГОСТ 3900-85 Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности
Примечание - При пользовании настоящими рекомендациями 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 ежегодно издаваемому информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим ежемесячно издаваемым информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный стандарт заменен (изменен), то при пользовании настоящими рекомендациями 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.
3 Термины и определения
В настоящих рекомендациях применены следующие термины с соответствующими определениями:
3.1 методика дискретных измерений: Совокупность операций и правил, выполнение которых обеспечивает получение результатов измерений с установленной погрешностью (неопределенностью).
3.2 измерительная установка; ИУ: Совокупность функционально объединенных измерительных приборов, измерительных преобразователей и других устройств, предназначенных для измерений одной или нескольких величин и размещенных в одной пространственно обособленной зоне.
3.3 сырая нефть: Жидкое минеральное сырье, состоящее из смеси углеводородов широкого физико-химического состава, которое содержит растворенный газ, воду, минеральные соли, механические примеси и другие химические соединения.
3.4 стандартные условия: Условия, соответствующие температуре, равной 20 °C, и избыточному давлению, равному нулю.
4 Характеристики погрешности измерений
Пределы допускаемой абсолютной погрешности (в рабочих условиях), %, массовая доля воды, в диапазонах влагосодержания:
от 1% до 70%, массовая доля воды +/- 1,5;
от 70% до 98,0%, массовая доля воды +/- 0,4.
5 Метод измерений
Метод измерений массовой концентрации воды в сырой нефти основан на измерении гидростатического давления водяного столба водонефтяной смеси и измерении уровня смеси и воды после разделения смеси на воду и нефть путем нагрева. Далее проводят расчет значения влагосодержания.
6 Средства измерений и вспомогательные устройства
6.1 Влагомер «ОХН».
6.2 Пробозаборное устройство для отбора пробы во влагомер.
6.3 Клапаны для продувки, заполнения и опорожнения пробы.
6.4 Ареометр по ГОСТ 18481 с пределами допускаемой абсолютной погрешности измерения плотности +/- 0,5 кг/м3.
6.5 Средства измерений должны иметь свидетельства (сертификаты) об утверждении типа и должны быть поверены. Периодичность поверки — не реже одного раза в год.
7 Условия измерений
При выполнении измерений соблюдают следующие условия:
- диапазон влагосодержания, массовая доля воды от 1,0% до 98,0%;
- избыточное давление в сепараторе ИУ от 0,6 до 4,0 МПа;
- температура смеси в сепараторе ИУ от 5 °C до 70 °C;
- плотность полностью сепарированной нефти, приведенная к стандартным условиям, от 780,0 до 890,0 кг/м3;
- плотность воды, приведенная к стандартным условиям, от 1000,0 до 1013,0 кг/м3;
- объем анализируемой пробы, не более 8,0 дм3;
- время цикла одного измерения, не более 7000,0 с.
8 Требования к квалификации операторов
- прошедших обучение и стажировку по специальности, имеющих допуск к самостоятельной работе;
- изучивших настоящие рекомендации, эксплуатационную документацию на применяемые средства измерений и вспомогательные устройства.
9 Требования безопасности
9.1 При выполнении измерений возможно наличие следующих опасных и вредных производственных факторов:
Смесь паров нефти с воздухом по степени взрывоопасности относится к категории ПА, группе Т4 в соответствии с правилами безопасности [1];
По степени воздействия на организм человека (токсичности) нефть в зависимости от содержания в ней сероводорода относится к 3-му классу опасности вредного вещества («умеренно опасное») или ко 2-му классу опасности («высокоопасное») по ГОСТ 12.1.007.
9.2 Для обеспечения взрывобезопасности применяемые средства измерений и вспомогательные устройства, относящиеся к категории электрооборудования, должны быть сертифицированы на соответствие требованиям к взрывобезопасности.
9.3 К измерениям допускают лиц не моложе 18 лет, не имеющих медицинских противопоказаний к работе на опасных производственных объектах, отвечающих установленным квалификационным требованиям, прошедших обучение и проверку знаний норм и правил безопасности труда.
10 Подготовка к измерениям
Перед измерениями собирают схему в соответствии с рисунком А.1 (приложение А) и выполняют следующие подготовительные работы:
10.1 Промывают и просушивают внутреннюю полость влагомера и составные элементы влагомера.
10.2 Продувают внутреннюю полость влагомера инертным газом.
10.3 Открывают клапаны К2, К3.
11 Проведение измерений
Измерения проводят в такой последовательности:
11.1 Закрывают клапан К3, открывают клапан К1 и отбирают пробу смеси в соответствии с ГОСТ 2517 с лотка сепаратора ИУ с помощью пробозаборного устройства и заполняют влагомер пробой смеси.
11.2 После заполнения влагомера пробой смеси клапаны К1 и К2 закрывают, впрыскивают деэмульгатор и включают нагрев отобранной пробы смеси. Нагрев продолжают до полного расслоения пробы смеси на воду и нефть.
11.3 После расслоения пробы смеси измеряют следующие параметры:
11.3 После измерений открывают клапан К3 и опорожняют влагомер и повторяют операции по 10.1 - 10.3.
11.4 Повторяют операции по 11.1 - 11.4 для следующей пробы смеси.
12 Обработка результатов измерений
Значение влагосодержания W в % массовых долях воды рассчитывают по формуле
W = \frac{\rho_{\text{в}}h_{\text{в}}g}{P} 100 , (1)
где \rho_{\text{в}} — плотность воды, измеренная ареометром по ГОСТ 18481, в соответствии с ГОСТ 3900;
g — ускорение свободного падения, м/с2, принимают равным 9,81 м/с2;
P — гидростатическое давление столба смеси, Па.
13 Оформление результатов измерений
Результаты измерений вносят в протокол, форма которого приведена в приложении Б.
ФУНКЦИОНАЛЬНАЯ СХЕМА ВЛАГОМЕРА «ОХН» И ЭЛЕМЕНТОВ ИУ
Л — лоток; С — сепаратор; ПЗ — пробозаборное устройство; Ж — жидкость, проба смеси; У — уровнемер; УДЭ — узел дозирования деэмульгатора; К1, К2, К3 — управляемые клапаны; ГРФ — граница раздела фаз (вода — нефть); ИС — влагомер; ГРК — граница раздела компонентов; ЭН — электронагреватель; ДИ — датчик избыточного давления; ДТ — датчик температуры; СТ — стержень уровнемера; ДГ — датчик дифференциального давления
| № п/п | \rho_{\text{в}} , кг/м3 | hв, м | P, Па | W, %, массовая доля воды |
|---|---|---|---|---|
| Подпись лица, проводившего измерения | __________ подпись | _________________ инициалы, фамилия |
| Дата проведения измерений _____________ | ||
БИБЛИОГРАФИЯ
| УДК 531.73:641.642.2 | ОКС 17.020 | Т86.2 |
| Ключевые слова: влагомер, влагосодержание, методика выполнения дискретных измерений, погрешность | ||