РМГ 107-2010. Рекомендации по межгосударственной стандартизации. Государственная система обеспечения единства измерений. Потенциальные потери углеводородов в нефти от испарения. Методика измерений
(введены в действие Приказом Росстандарта от 13.12.2011 № 1052-ст)
Примечание
Документ введен в действие с 01.01.2013.
Введены в действие Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 13 декабря 2011 г. № 1052-ст
РЕКОМЕНДАЦИИ ПО МЕЖГОСУДАРСТВЕННОЙ СТАНДАРТИЗАЦИИ
ГОСУДАРСТВЕННАЯ СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЕДИНСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
ПОТЕНЦИАЛЬНЫЕ ПОТЕРИ УГЛЕВОДОРОДОВ В НЕФТИ ОТ ИСПАРЕНИЯ
State system for ensuring the uniformity of measurements. Potential losses of hydrocarbons in oil from transpiration. Procedure of measurements
Дата введения 1 января 2013 года
Цели, основные принципы и основной порядок проведения работ по межгосударственной стандартизации установлены ГОСТ 1.0-92 «Межгосударственная система стандартизации. Основные положения» и ГОСТ 1.2-2009 «Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосударственные, правила и рекомендации по межгосударственной стандартизации. Порядок разработки, принятия, применения, обновления и отмены»
1 РАЗРАБОТАНЫ Федеральным государственным унитарным предприятием «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии» (ФГУП «ВНИИР»)
2 ВНЕСЕНЫ Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии
3 ПРИНЯТЫ Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол № 38-2010 от 25 ноября 2010 г.)
4 Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 13 декабря 2011 г. № 1052-ст рекомендации по межгосударственной стандартизации РМГ 107-2010 введены в действие в качестве рекомендаций по метрологии Российской Федерации с 1 января 2013 г.
Информация об изменениях к настоящим рекомендациям публикуется в ежегодно издаваемом указателе «Руководящие документы, рекомендации и правила», а текст изменений и поправок — в ежемесячно издаваемом информационном указателе «Национальные стандарты».
В случае пересмотра (замены) или отмены настоящих рекомендаций соответствующее уведомление будет опубликовано в ежемесячно издаваемом информационном указателе «Национальные стандарты» и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет
Настоящие рекомендации устанавливают методику измерений массовой доли выделяющихся в резервуарах углеводородов, потерь нефти фактических, возникающих при ее подготовке и хранении, и потенциальных, предотвращаемых при эксплуатации систем улавливания легких фракций (УЛФ), в диапазоне от 0,1 до 1,0% масс. при поступлении нефти с давлением насыщенных паров (ДНП) не выше нормируемой величины и в диапазоне от 1,0 до 2,0% масс. при поступлении нефти с ДНП выше нормируемой величины.
Рекомендации распространяются на нефти и смеси нефтей со следующими характеристиками:
В настоящих рекомендациях использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:
ГОСТ 12.1.005-88 Система стандартов безопасности труда. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны
ГОСТ 12.4.009-83 Система стандартов безопасности труда. Пожарная техника для защиты объектов. Основные виды. Размещение и обслуживание
Примечание - При пользовании настоящими рекомендациями целесообразно проверить действие ссылочных стандартов на территории государства по соответствующему указателю стандартов, составленному 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 Требования к погрешности измерений
Доверительные границы абсолютной погрешности измерений массовой доли выделяющихся в резервуарах углеводородов и потерь:
- при поступлении в них нефти с ДНП не выше нормируемой величины в диапазоне от 0,1 до 1,0% масс. — +/- 0,05% масс.;
- при поступлении в них нефти с ДНП выше нормируемой величины в диапазоне от 1,0 до 2,0% масс. — +/- 0,15% масс.
4 Средства измерений и вспомогательные устройства
При выполнении измерений применяют следующие средства измерений и вспомогательные устройства:
- автоматический лабораторный прибор АЛП-01 ДП-01 по [1];
- индивидуальный пробоотборник ИП-1М по [2] для нефти, содержащей воду в свободном состоянии и газ;
- индивидуальный пробоотборник ИП-3М по [3] для нефти, не содержащей воду в свободном состоянии и газ;
- испарительная камера ИК-2 по [4];
- термостат с диапазоном регулирования температуры от 20 °C до 60 °C и обеспечивающий стабильность поддержания температуры +/- 0,1 °C;
- весы лабораторные микрокомпьютерные модели ВЛМК-550, класс точности 4, с погрешностью не более 20 мг;
- барометр-анероид типа БАММ-1 по [5].
Примечание - Допускается применение других средств измерений с аналогичными или лучшими метрологическими характеристиками.
Применяемые средства измерений должны быть поверены, испытательное оборудование аттестовано, а вспомогательное оборудование проверено на работоспособность.
Метод измерений основан на том, что в процессе испарения из нефти преимущественно выделяются легкие углеводороды, вследствие чего ее ДНП снижается, и заключается в установлении зависимости ДНП от количества выделившихся углеводородов с последующим определением их массовой доли по величине ДНП на входе и выходе объекта.
6 Требования безопасности и охраны окружающей среды
6.1 При измерениях соблюдают требования безопасности, приведенные в паспортах на средства измерений и вспомогательные устройства.
6.2 Температура, влажность, скорость движения воздуха, содержание вредных веществ в рабочей зоне должны соответствовать требованиям ГОСТ 12.1.005.
6.3 При сливе, наливе и отборе проб нефти используют средства индивидуальной защиты.
6.4 Отработанную нефть и промывочные жидкости сливают в специальные герметизированные сливные емкости.
6.5 Помещение, в котором проводят измерения, должно быть оборудовано средствами пожаротушения в соответствии с ГОСТ 12.4.009.
7 Требования к квалификации исполнителей
К измерениям допускают лиц (лаборантов или операторов), изучивших настоящие рекомендации, инструкции на прибор АЛП-01 ДП-01, индивидуальные пробоотборники, термостат, весы, имеющих специальную подготовку по эксплуатации этих технических средств и прошедших инструктаж по технике безопасности.
При проведении измерений соблюдают следующие условия:
| - температура окружающего воздуха ....................................... | (25 +/- 10) °C; |
|---|---|
| - температура исследуемой нефти при измерениях ДНП ..... | 37,8 °C. |
9.1 Подготовка технических средств
9.1.1 Прибор АЛП-01 ДП-01 подготавливают к проведению измерений ДНП нефти в ручном режиме работы в соответствии с руководством по эксплуатации.
9.1.2 Весы лабораторные, термостат и индивидуальные пробоотборники подготавливают к работе согласно инструкциям по их эксплуатации.
9.1.3 Взвешивают стакан испарительной камеры совместно с поршнем (Mс).
9.1.4 Собирают испарительную камеру, приводят поршень в нижнее положение и подключают к прибору АЛП-01 ДП-01 (см. рисунок А.1, приложение А).
9.2 Отбор пробы нефти
9.2.1 Подключают индивидуальный пробоотборник ИП-1М или ИП-3М к пробозаборному устройству трубопровода и отбирают пробу нефти согласно приложению Б или Г при технологическом режиме, обеспечивающем максимально возможную величину ДНП для обследуемого объекта.
9.2.2 Отключают индивидуальный пробоотборник от пробозаборного устройства и подключают через фильтр к испарительной камере и прибору АЛП-01 ДП-01 (см. рисунок А.1, приложение А).
9.2.3 Подключают термостат к прибору АЛП-01 ДП-01, устанавливают температуру 37,8 °C и выдерживают до ее стабилизации.
10.1 Определение зависимости ДНП нефти от количества выделившихся из нее углеводородов
10.1.1 Определение ДНП нефти, отобранной на входе обследуемого объекта
10.1.1.1 При закрытых входном и выходном клапанах испарительной камеры (приложение В) открывают вначале выходной вентиль пробоотборника, а затем вентиль-распределитель испарительной камеры.
10.1.1.2 Приводят поршни прибора (приложение Д) в нижнее положение.
10.1.1.3 Путем движения поршней прибора вверх отбирают пробу нефти, затем поршни последовательно приводят вначале в нижнее положение, а затем в верхнее положение, при этом происходят промывка камер прибора и отбор пробы для измерения ДНП P0.
10.1.1.4 Приводят поршни прибора в нижнее положение и снимают показания ДНП P0.
10.1.2 Заполнение испарительной камеры нефтью
10.1.2.1 Заполняют испарительную камеру нефтью (см. приложение В).
10.1.2.2 После заполнения испарительной камеры нефтью закрывают вентиль-распределитель и отсоединяют от него пробоотборник с рукавом и фильтром (см. приложение А).
10.1.3 Определение исходной массы нефти, отобранной в испарительную камеру
10.1.3.1 После проведения операции по 10.1.2 откручивают крепежные винты (см. приложение В), затем, поддерживая одной рукой стакан, другой рукой выкручивают стяжные толкатели из поршня, разделяя его на верхнюю и нижнюю части, плавно опускают стакан с нижней частью поршня на весы и фиксируют массу стакана Mсн1, г, заполненного нефтью.
10.1.3.2 Исходную массу нефти Mн1, г, определяют по формуле
где Mсн1 — масса стакана, заполненного нефтью (по 10.1.3.1), г;
Mс — масса стакана испарительной камеры (по 9.1.3), г.
10.1.4 Определение ДНП нефти в процессе испарения
10.1.4.1 После проведения операций по 10.1.3 выдерживают по времени так, чтобы масса нефти в стакане уменьшилась на величину, примерно равную 10% максимально ожидаемых потерь на обследуемом объекте, и вычисляют расчетную массу испаряющихся из нефти углеводородов \Delta M_{1\text{Р}} , г, по формуле
\Delta M_{1\text{р}} = (0,1 \cdot \Delta M_{max} \cdot M_{\text{н}1})/100 , (2)
где \Delta M_{max} — массовая доля максимально ожидаемых потерь на обследуемом объекте, %.
Фактическую массовую долю испарившихся из нефти углеводородов \Delta M_{1} , % масс., рассчитывают по результатам взвешивания остатка нефти в стакане по формуле
\Delta M_{1} = [(M_{\text{сн}1} - M_{\text{ост}1})/M_{\text{н}1}] \cdot 100 , (3)
где Mост1 — масса стакана с остатком нефти после первого цикла испарения, г.
10.1.4.2 Снимают стакан с весов, соединяют верхнюю и нижнюю части поршня, вкручивают крепежные винты (см. приложение В) и подключают испарительную камеру через вентиль-распределитель к прибору (см. приложение А).
10.1.4.3 Открывают входной клапан испарительной камеры и на ручном режиме работы прибора путем перемещения поршней прибора вверх и вкручивания вспомогательных толкателей вначале отбирают около 8 мл нефти, а затем, приводя поршни последовательно в нижнее и верхнее положения, проводят промывку камер прибора и отбор пробы для измерения ДНП P1 после первого цикла испарения.
10.1.4.4 Закрывают входной клапан испарительной камеры, проводят операции по 10.1.3.1 и 10.1.3.2 и определяют Mсн2 и Mн2.
10.1.4.5 Выдерживают по времени так, чтобы масса нефти в стакане Mн2 уменьшилась еще примерно на 10% максимально ожидаемых потерь на объекте, и вычисляют расчетную массу выделяющихся из нефти углеводородов при втором цикле испарения \Delta M_{2\text{р}} , г, по формуле
\Delta M_{2\text{р}} = (0,1 \cdot \Delta M_{max} \cdot M_{\text{н}2})/100 . (4)
Фактическую массовую долю выделившихся из нефти углеводородов \Delta M_{2} при втором цикле испарения рассчитывают по результатам взвешивания остатка нефти в стакане по формуле
\Delta M_{2} = [(M_{\text{сн}2} - M_{\text{ост}2})/M_{\text{н}2}] \cdot 100 , (5)
где Mост2 — масса стакана с остатком нефти после второго цикла испарения, г.
10.1.4.6 Проводят операции по 10.1.4.2, приводят поршни прибора в нижнее положение и снимают показание ДНП P1 после первого цикла испарения.
10.1.4.7 Проводят операции по 10.1.4.3, проводя промывку камер прибора и отбор пробы для измерения ДНП P2 после второго цикла испарения.
10.1.4.8 Закрывают входной клапан испарительной камеры, проводят операции по 10.1.3.1, 10.1.3.2 и вычисляют Mсн3 и Mн3.
10.1.4.9 Выдерживают по времени так, чтобы масса нефти в стакане Mн3 уменьшилась еще примерно на 60% максимально ожидаемых потерь на объекте, и вычисляют расчетную массу выделяющихся из нефти углеводородов при третьем цикле испарения \Delta M_{3\text{р}} , г, по формуле
\Delta M_{3\text{р}} = (0,6 \cdot \Delta M_{max} \cdot M_{\text{н}3})/100 . (6)
Фактическую массовую долю выделившихся из нефти углеводородов \Delta M_{3} при третьем цикле испарения рассчитывают по результатам взвешивания остатка нефти в стакане по формуле
\Delta M_{3} = [(M_{\text{сн}3} - M_{\text{ост}3})/M_{\text{н}3}] \cdot 100 , (7)
где Mост3 — масса стакана с остатком нефти после третьего цикла испарения, г.
10.1.4.10 Проводят операции по 10.1.4.2, приводят поршни прибора в нижнее положение и снимают показание ДНП P2 после второго цикла испарения.
10.1.4.11 Проводят операции по 10.1.4.3, проводя промывку камер прибора и отбор пробы для измерения ДНП P3 после третьего цикла испарения.
10.1.4.12 Закрывают входной клапан испарительной камеры, проводят операции по 10.1.3.1, 10.1.3.2 и вычисляют Mсн4 и Mн4.
10.1.4.13 Выдерживают по времени так, чтобы масса нефти в стакане Mн4 уменьшилась примерно на 10% максимально ожидаемых потерь на объекте, и вычисляют расчетную массу выделяющихся из нефти углеводородов при четвертом цикле испарения \Delta M_{4\text{р}} , г, по формуле
\Delta M_{4\text{р}} = (0,1 \cdot \Delta M_{max} \cdot M_{\text{н}4})/100 . (8)
Фактическую массовую долю выделившихся из нефти углеводородов при четвертом цикле испарения \Delta M_{4} рассчитывают по результатам взвешивания остатка нефти в стакане по формуле
\Delta M_{4} = [(M_{\text{сн}4} - M_{\text{ост}4})/M_{\text{н}4}] \cdot 100 , (9)
где Mост4 — масса стакана с остатком нефти после четвертого цикла испарения, г.
10.1.4.14 Проводят операции по 10.1.4.2, приводят поршни прибора в нижнее положение и снимают показание ДНП P3 после третьего цикла испарения.
10.1.4.15 Проводят операции по 10.1.4.3, проводя промывку камер прибора и отбор пробы для измерения ДНП P4 после четвертого цикла испарения.
10.1.4.16 Закрывают входной клапан испарительной камеры, проводят операции по 10.1.3.1, 10.1.3.2 и вычисляют Mсн5 и Mн5.
10.1.4.17 Выдерживают по времени так, чтобы масса нефти в стакане Mн5 уменьшилась еще примерно на 10% максимально ожидаемых потерь на объекте, и вычисляют расчетную массу выделяющихся из нефти углеводородов при пятом цикле испарения \Delta M_{5\text{р}} , г, по формуле
\Delta M_{5\text{р}} = (0,1 \cdot \Delta M_{max} \cdot M_{\text{н}5})/100 . (10)
Фактическую массовую долю выделившихся из нефти углеводородов при пятом цикле испарения \Delta M_{5} рассчитывают по результатам взвешивания остатка нефти в стакане по формуле
\Delta M_{5} = [(M_{\text{сн}5} - M_{\text{ост}5})/M_{\text{н}5}] \cdot 100 , (11)
где Mост5 — масса стакана с остатком нефти после пятого цикла испарения, г.
10.1.4.18 Проводят операции по 10.1.4.2, приводят поршни прибора в нижнее положение и снимают показание ДНП P4 после четвертого цикла испарения.
10.1.4.19 Проводят операции по 10.1.4.3, проводя промывку камер прибора и отбор пробы для измерения ДНП P5 после пятого цикла испарения.
10.1.4.20 Выдерживают в течение 15 мин, поршни прибора приводят в нижнее положение и снимают показание ДНП P5 после пятого цикла испарения.
10.1.4.21 Операции по 9.2 и 10.1 повторяют еще дважды при одинаковых значениях \Delta M_{1} , \Delta M_{2} , \Delta M_{3} , \Delta M_{4} и \Delta M_{5} , а затем рассчитывают средние величины ДНП \overline{P_{0}} , \overline{P_{1}} , \overline{P_{2}} , \overline{P_{3}} , \overline{P_{4}} , \overline{P_{5}} и соответствующее им суммарное количество выделившихся углеводородов: M_{1} = \Delta M_{1} ; M_{2} = \Delta M_{1} + \Delta M_{2} ; M_{3} = \Delta M_{1} + \Delta M_{2} + \Delta M_{3} ; M_{4} = \Delta M_{1} + \Delta M_{2} + \Delta M_{3} + \Delta M_{4} ; M_{5} = \Delta M_{1} + \Delta M_{2} + \Delta M_{3} + \Delta M_{4} + \Delta M_{5} .
10.1.4.22 Испарительную камеру разбирают, промывают растворителем и сушат.
10.1.5 Обработка и оформление результатов измерений
10.1.5.1 Если исследуемая нефть имеет обводненность свыше 1%, то рассчитывают откорректированные значения:
- массовых долей испарившихся из нефти углеводородов \Delta M_{i} при каждом цикле испарения по формуле
M_{i}\prime = \frac{M_{i}}{(1 - \frac{W_{\text{в}}}{100})} , (12)
где Wв — массовая доля воды в нефти, %;
\overline{P_{i}}\prime = \frac{\overline{P_{i}}\prime}{(1 - \frac{\varphi_{\text{в}}}{100})} - P_{\text{в}} \cdot \frac{\varphi_{\text{в}}}{100} , (13)
где \varphi_{\text{в}} — объемная доля воды в нефти, %;
Pв — давление насыщенных паров содержащейся в нефти воды.
10.1.5.2 Полученные результаты после обработки оформляют в виде таблицы зависимости Pн = f(M) для исследованной нефти. Зависимость считают постоянной в течение года, если компонентный состав поступающей на объект нефти остается неизменным.
11.1 Для определения фактических или потенциальных потерь на эксплуатируемом объекте проводят измерения ДНП нефти на его входе Pвх и выходе Pвых. При этом соблюдают условие P_{i} \leq P_{\text{вх}} \leq \overline{P_{0}} , а \overline{P_{n}} \geq P_{\text{вых}} \geq \overline{P_{5}} .
11.2 По имеющейся зависимости Pн = f(M) и полученным значениям Pвх и Pвых вычисляют величину потерь нефти на объекте по формуле
M = \frac{\overline{P_{n}} - P_{\text{вых}}}{\overline{P_{n}} - \overline{P_{5}}} (M_{5} - M_{n}) + M_{n} - M_{i} \frac{\overline{P_{0}} - P_{\text{вх}}}{\overline{P_{0}} - \overline{P_{i}}} , (14)
где Mn — суммарная массовая доля выделившихся углеводородов, при которой значение ДНП (\overline{P_{n}}) максимально приближено с бульшей стороны к величине ДНП на выходе объекта (Pвых), % масс.;
Mi — суммарная массовая доля выделившихся углеводородов, при которой значение ДНП (\overline{P_{i}}) максимально приближено с наименьшей стороны к значению ДНП на входе объекта (Pвх), % масс.;
\overline{P_{0}} , \overline{P_{5}} и M5 — соответствуют значениям ДНП и суммарной массе выделившихся углеводородов по 10.1.4.21.
12 Определение потерь нефти, предотвращаемых при эксплуатации систем УЛФ
12.1 Масса предотвращаемых потерь равна сумме масс углеводородов, сохраненных в нефти (Mп — Mпу) за счет герметизации резервуаров, и углеводородов, уловленных (Mпу) системой УЛФ.
12.2 При работе объекта в обычном режиме определяют значение Mп.
12.3 Подключают систему УЛФ, дают наработку в течение суток для полной откачки имевшегося до пуска установки в системе воздуха, измеряют значения ДНП на входе P_{\text{в}}\prime_{\text{х}} и выходе P_{\text{в}}\prime_{\text{ых}} объекта и в соответствии с разделом 11 определяют значение удельной массы выделившихся углеводородов Mпв, которая численно равна количеству уловленных системой УЛФ углеводородов:
12.4 Вычисляют относительное значение количества сохраненных углеводородов
C = \frac{M_{\text{п}} - M_{\text{пу}}}{M_{\text{пу}}} . (16)
12.5 Удельную массу потенциальных потерь нефти, предотвращаемых за заданный отрезок времени, вычисляют по формуле
M_{\text{пр}} = \overline{M_{\text{пу}}}(1 + C) , (17)
где \overline{M_{\text{пу}}} — усредненная удельная масса уловленных углеводородов за заданный календарный отрезок времени.
Расхождение между двумя результатами измерений потерь углеводородов в условиях повторяемости не должно превышать значений, приведенных в таблице 1.
| Диапазон измерений потерь углеводородов, % масс. | Повторяемость r, % масс. |
|---|---|
| От 0,1 до 1,0 | 0,05 |
| « 1,0 » 2,0 | 0,15 |
ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ СХЕМА РАЗМЕЩЕНИЯ ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ПРИ ОПРЕДЕЛЕНИИ КОЛИЧЕСТВА ВЫДЕЛЯЮЩИХСЯ УГЛЕВОДОРОДОВ И СООТВЕТСТВУЮЩЕГО ЕМУ ДНП
1 — прибор АЛП-01 ДП-01; 2 — индивидуальный пробоотборник; 3 — термостат; 4 — весы лабораторные; 5 — распределитель; 6 — испарительная камера; 7 — фильтр
Рисунок А.1 — Схема размещения технических средств
ИНДИВИДУАЛЬНЫЙ ПРОБООТБОРНИК ИП-1М
Б.1 Технические характеристики
Индивидуальный пробоотборник ИП-1М предназначен для отбора проб нефти, газа и нефтепродуктов, их подачи в прибор на измерение. Пробоотборник работает как в горизонтальном, так и в вертикальном положении.
Пробоотборник состоит из заборной камеры и пресса (рисунок Б.1).
Заборная камера: 1 — входной штуцер; 2 — нижняя часть рабочего цилиндра, выполненного из оргстекла; 3 — верхняя стальная часть цилиндра; 10 — выходной штуцер; 11 — манометр; 12 — входной вентиль; 13 — выходной вентиль; 14 — опора; 15 — термостатирующая рубашка; 16 — шланг высокого давления.
Пресс: 4 — линейная шкала; 5 — рукоятка; 6 — визир; 7 — шток; 8 — пружина; 9 — поршень
Рисунок Б.1 — Схема индивидуального пробоотборника ИП-1М
Пробоотборник подсоединяют к пробозаборнику с помощью шланга высокого давления 16. Надевают на выходной штуцер 10 резиновую трубку, направленную в открытую сборную емкость, и открывают пробозаборник. Открывают входной 12 и выходной 13 вентили, сливают около 50 мл продукта и закрывают выходной вентиль 13. Вращением рукоятки до упора вверх отбирают пробу и закрывают входной вентиль 12. Если в заборную камеру попали свободная вода или газ, то их необходимо выпустить вращением рукоятки 5, установив пробоотборник горизонтально, открыв выходной вентиль 13. Закрывают выходной вентиль 13, вращением рукоятки 5 до упора вверх заполняют камеру нефтью, закрывают входной вентиль 12 и отсоединяют пробоотборник.
Если температура отбираемого продукта t ниже максимально ожидаемой температуры tmax при транспортировании и хранении пробоотборника, то необходимо приоткрытием выходного вентиля 13 слить продукт объемом V, мл, равным 0,25 (tmax — t).
Для обеспечения подачи продукта с заданной температурой пробоотборник подключают к термостату.
В.1 Технические характеристики
Испарительная камера ИК-2 предназначена для испарения нефти и получения (в комплекте с другими техническими средствами) зависимости давления насыщенных паров от массы выделившихся углеводородов. Получаемая зависимость позволяет при наличии информации о величинах давления паров до и после объекта определить в нем потери.
В.2 Устройство испарительной камеры
1 — стакан; 2 — крышка; 3 — нижняя часть поршня; 4 — верхняя часть поршня; 5 — подводящая трубка; 6 — входной клапан; 7 — выходной клапан; 8 — стяжные толкатели; 9 — вспомогательные толкатели; 10 — крепежные винты; 11 — вентиль-распределитель
Рисунок В.1 — Схема испарительной камеры ИК-2
В.3 Работа с испарительной камерой
В.3.1.1 Перед началом работы чистый сухой стакан 1 вместе с нижней частью поршня 3 и выходным клапаном 7 взвешивают.
В.3.1.2 Нижнюю часть поршня 3 с помощью стяжных толкателей 8 соединяют с верхней частью поршня 4.
В.3.1.3 Стакан 1 соединяют с помощью крепежных винтов 10 с крышкой 2 и поршнем, при открытых входном клапане 6 и выходном клапане 7 с помощью стяжных толкателей 8 опускают в крайнее нижнее положение.
В.3.1.4 Посредством вентиля-распределителя 11 собранную испарительную камеру подключают к пробоотборнику и прибору.
В.3.2 Заполнение испарительной камеры
В.3.2.1 При открытом входном клапане 6 и закрытом выходном клапане 7 открывают вентиль-распределитель 11.
В.3.2.2 После отбора пробы нефти в прибор приоткрывают выходной клапан 7 и сливают около 5 мл нефти.
В.3.2.3 Закрывают выходной клапан 7 и следят по подъему стяжных толкателей 8 за заполнением испарительного стакана 1 нефтью.
В.3.2.4 После достижения стяжными толкателями 8 крайних верхних положений закрывают вначале вентиль-распределитель 11, а затем входной клапан 6.
В.3.3 Процесс испарения и отбора проб на анализ
В.3.3.1 После выполнения операции по В.3.2 откручивают крепежные винты 10 и, придерживая одной рукой стакан 1, другой рукой отворачивают стяжные толкатели 8.
В.3.3.2 Плавно опускают испарительный стакан 1 на весы, фиксируют общую массу стакана с нижней частью поршня 3 и нефтью, выдерживают по времени.
В.3.3.3 После того как масса нефти за счет испарения уменьшится на нужное значение, снимают стакан 1 с весов, соединяют стяжными толкателями 8 верхнюю часть поршня 4 и нижнюю часть поршня 3 и вкручивают крепежные винты 10.
В.3.3.4 Открывают входной клапан 6 испарительной камеры и на ручном режиме работы испарительной камеры путем движения поршней прибора вверх и вкручивания вспомогательных толкателей 9 отбирают в прибор для его промывки около 8 мл нефти и закрывают входной клапан 6.
В.3.3.5 После промывки прибора вновь открывают входной клапан 6, отбирают в прибор полноценную пробу нефти для анализа и закрывают входной клапан 6.
В.3.3.6 Операции по В.3.3.1 - В.3.3.5 повторяют пять раз, затем испарительную камеру отсоединяют, разбирают, моют и сушат.
Г.1 Технические характеристики
Пробоотборник предназначен для герметичного отбора проб нефти и нефтепродуктов из трубопровода и подачи их в измерительный прибор.
Пробоотборник ИП-3М (рисунок Г.1) состоит из пробоотборной камеры, поршневого узла и газовой камеры.
Пробоотборная камера: 2 — поршень; 4 — входной штуцер; 5 — входной вентиль; 9 — выходной вентиль; 10 — манометр; 11 — выходной штуцер; 12 — термостатирующая рубашка; 13 — цилиндр.
Поршневой узел: 3 — шток; 6 — корпус с линейной шкалой; 7 — рукоятка; 8 — визир.
Газовая камера: 1 — корпус; 14 — клапан.
Рисунок Г.1 — Схема пробоотборника ИП-3М
Порядок работы зависит от давления продуктов в трубопроводе, которое может быть:
Г.3.1 Порядок заполнения пробами, находящимися под давлением более P2
Г.3.1.1 Проверяют давление в трубопроводе, которое не должно превышать 6 МПа.
Г.3.1.2 Входной штуцер 4 пробоотборника подсоединяют к пробозаборному устройству на трубопроводе с помощью рукава высокого давления.
Г.3.1.3 На выходной штуцер 11 пробоотборника надевают трубку из маслобензостойкой резины, конец которой погружают в открытую сборную емкость.
Г.3.1.4 Открывают пробозаборное устройство и входной вентиль 5 пробоотборника.
Г.3.1.5 По истечении 1 мин закрывают входной вентиль 5, открывают выходной вентиль 9 пробоотборника и сливают в сборную емкость отобранный продукт.
Г.3.1.6 Закрывают выходной вентиль 9, открывают входной вентиль 5 и после истечения 1 мин закрывают входной вентиль 5 пробоотборника.
Г.3.1.7 Отсоединяют пробоотборник от заборного устройства.
Г.3.1.8 Если температура отбираемого продукта t ниже максимально ожидаемой температуры tmax при транспортировании и хранении пробоотборника, то необходимо приоткрыть выходной вентиль 9 и слить продукт объемом V, мл, равным 0,25(tmax — t).
Г.3.2 Порядок заполнения пробами, находящимися под давлением менее P2
Г.3.2.1 Проводят операции по Б.3.1.1 - Б.3.1.4.
Г.3.2.2 Открывают выходной вентиль 9 пробоотборника, сливают тонкой струей в сборную емкость около 50 мл продукта и закрывают выходной вентиль 9.
Г.3.2.3 Вращением рукоятки 7 перемещают шток 3 вниз до упора и отбирают пробу продукта.
Г.3.2.4 Закрывают входной вентиль 5 пробоотборника.
Г.3.2.5 Вращением рукоятки 7 перемещают шток 3 вверх до упора.
Г.3.2.6 Отсоединяют пробоотборник от заборного вентиля.
Г.3.3 Подачу проб из пробоотборника в прибор для анализа продукта осуществляют открытием выходного вентиля 9.
Г.3.4 Для обеспечения подачи продукта с заданной температурой пробоотборник подключают к термостату.
Д.1 Технические характеристики
Прибор АЛП-01 ДП-01 предназначен для измерений по методу расширения ДНП нефти и нефтепродуктов при соотношении фаз 4:1. Прибор используют при оценке качества товарной нефти и нефтепродуктов и определении количества испаряющихся углеводородов.
Прибор функционально состоит из измерительного блока с приводом и узла управления (рисунок Д.1). Блок управления 15, соединенный с приводом, датчиком давления, позволяет проводить измерения в ручном и автоматическом режимах.
Измерительный блок: 1 — пробоотборная камера; 2 — измерительная камера; 3, 4 — поршень, 5 — входной клапан; 6 — выходной клапан; 7 — термостатирующая рубашка; 8 — впрыскной клапан; 13 — датчик давления; 14 — подпорная газовая камера; 15 — блок управления.
Привод измерительного блока: 9 — двигатель; 10 — одноступенчатый редуктор; 11 — винтовая ходовая пара с визиром; 12 — микровыключатель
Рисунок Д.1 — Функциональная схема АЛП-01 ДП-01
Принцип работы прибора основан на герметичном отборе пробы нефти или нефтепродукта, расширении измерительной камеры до объема, необходимого для создания заданного соотношения фаз, впрыске в нее отобранной пробы и приведении тем самым системы «жидкость — пар» в термодинамическое равновесие, регистрации давления.
| УДК 665.6:531.787:006.354 | МКС 17.020 | Т86.5 |
| Ключевые слова: нефть, углеводород, испарение, измерения | ||