Товары в корзине: 0 шт Оформить заказ
Стр. 1
 

11 страниц

146.00 ₽

Купить МИ 2364-2003 — бумажный документ с голограммой и синими печатями. подробнее

Распространяем нормативную документацию с 1999 года. Пробиваем чеки, платим налоги, принимаем к оплате все законные формы платежей без дополнительных процентов. Наши клиенты защищены Законом. ООО "ЦНТИ Нормоконтроль"

Наши цены ниже, чем в других местах, потому что мы работаем напрямую с поставщиками документов.

Способы доставки

  • Срочная курьерская доставка (1-3 дня)
  • Курьерская доставка (7 дней)
  • Самовывоз из московского офиса
  • Почта РФ

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.

 Скачать PDF

Документ зарегистрирован ВНИИМС 30 июня 2003 года

Оглавление

1 Нормы погрешности измерений

2 Средства измерений

3 Метод измерений

4 Требования безопасности

5 Требования к квалификации операторов

6 Условия измерений

7 Подготовка к выполнению измерений

8 Выполнение измерений

9 Вычисление и оформление результатов измерений

10 Контроль погрешности МВИ

Приложение А. Библиография

 
Дата введения01.01.2019
Добавлен в базу01.11.2014
Актуализация01.01.2019

Этот документ находится в:

Организации:

26.06.2003УтвержденГНМЦ ВНИИР
РазработанГНМЦ ВНИИР
Стр. 1
стр. 1
Стр. 2
стр. 2
Стр. 3
стр. 3
Стр. 4
стр. 4
Стр. 5
стр. 5
Стр. 6
стр. 6
Стр. 7
стр. 7
Стр. 8
стр. 8
Стр. 9
стр. 9
Стр. 10
стр. 10
Стр. 11
стр. 11

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НАУЧНЫЙ МЕТРОЛОГИЧЕСКИЙ ЦЕНТР

ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ
ИНСТИТУТ РАСХОДОМЕТРИИ
(ГНМЦ ВНИИР)

ГОСУДАРСТВЕННАЯ СИСТЕМА
ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЕДИНСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
ВЛАГОСОДЕРЖАНИЕ НЕФТИ
В МАССОВЫХ ДОЛЯХ.
МЕТОДИКА ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ
ВЛАГОМЕРАМИ СВЧ ТИПА УДВН.

РЕКОМЕНДАЦИЯ
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 нефти, сдаваемые нефтегазодобывающими объединениями и транспортируемые потребителям организациями нефтепроводного транспорта, а также на нефти, сдаваемые и принимаемые управлениями магистральных нефтепроводов.

УТВЕРЖДАЮ

Заместитель директора

ГНМЦ ВНИИР по научной работе

М.С. НЕМИРОВ

26 июня 2003 года

Государственная система обеспечения
единства измерений.

Влагосодержание нефти в массовых долях.
Методика выполнения измерений влагомерами
СВЧ типа УДВН

МИ 2364-2003

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/м3 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-1л; 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/м3, 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/м3

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, %, (Wм) рассчитывают по формуле:

(1)

где:

Wоб - влагосодержание в объемных долях, %, измеренное влагомером;

ρв - плотность воды при температуре измерений влагосодержания нефти, кг/м3;

ρн - плотность нефти при температуре измерений влагосодержания нефти, кг/м3.

Если температуры измерений плотности и влагосодержания разные, то измеренное значение плотности нефти приводят к температуре измерений влагосодержания нефти по формуле:

ρн = ρиз·[1 + β(tиз - t)],

(2)

где:

ρн - значение плотности нефти, приведенное к температуре измерений влагосодержания, кг/м3;

ρиз - измеренное значение плотности, кг/м3;

β - коэффициент объемного расширения нефти (по МИ 2153, прил. 2);

tиз - температура нефти при измерениях плотности, °С;

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, Wоб, %

Температура нефти, t, °С

Плотность нефти, ρн, кг/м3

Массовая доля воды, Wм, %

 

 

 

 

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 (Wп.п.) по формуле (1) настоящей Рекомендации;

- измеряют влагосодержание нефти в массовых долях приготовленной поверочной пробы с помощью лабораторного влагомера (Wм) согласно настоящей Рекомендации.

10.3. Периодический контроль погрешности МВИ влагосодержания нефти в массовых долях с помощью поточного влагомера проводят следующим образом:

- измеряют массовую долю воды (Wм) согласно настоящей Рекомендации с 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 (Wп.п.) по формуле (1) настоящей Рекомендации.

10.4. Погрешность измерений влагосодержания в массовых долях с помощью лабораторного и поточного влагомеров рассчитывают по формуле:

ΔWм = Wм - Wп.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.

СОДЕРЖАНИЕ

1. Нормы погрешности измерений. 1

2. Средства измерений. 2

3. Метод измерений. 2

4. Требования безопасности. 2

5. Требования к квалификации операторов. 3

6. Условия измерений. 3

7. Подготовка к выполнению измерений. 3

8. Выполнение измерений. 4

9. Вычисление и оформление результатов измерений. 4

10. Контроль погрешности МВИ.. 4

Приложение А. Библиография. 5