Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. N 184-ФЗ "О техническом регулировании", а правила применения национальных стандартов Российской Федерации - ГОСТ Р 1.0-2004 "Стандартизация в Российской Федерации. Основные положения"

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. N 1038-ст

4 ВВЕДЕНЫ ВПЕРВЫЕ

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.

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.

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.

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.

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.

6.1 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.

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.

К измерениям допускают лиц:

- прошедших обучение и стажировку по специальности, имеющих допуск к самостоятельной работе;

- изучивших настоящие рекомендации, эксплуатационную документацию на применяемые средства измерений и вспомогательные устройства.

9.1 При выполнении измерений возможно наличие следующих опасных и вредных производственных факторов:

- образование взрывоопасной среды.

Смесь паров нефти с воздухом по степени взрывоопасности относится к категории ПА, группе Т4 в соответствии с правилами безопасности [1];

- загазованность воздуха рабочей зоны.

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.

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.

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:

- гидростатическое давление;

- высоту уровня пробы смеси и уровня воды.

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.

Значение влагосодержания W в % массовых долях воды рассчитывают по формуле

где - плотность воды, измеренная ареометром по ГОСТ 18481, в соответствии с ГОСТ 3900;

h_в - уровень воды, м;

g - ускорение свободного падения, м/с², принимают равным 9,81 м/с²;

P - гидростатическое давление столба смеси, Па.

Результаты измерений вносят в протокол, форма которого приведена в приложении Б.