РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

МЕТОДИКА

ОПРЕДЕЛИМА КОЭФФИЦИЕНТОВ СЖИМАЕМОСТИ И ТЕИМЧЕСКОГО РАСШИРЕНИЯ НЕИТИ

РД 39-5-1313-85

1965

утвервден

первым заместителем министра В.Ю.Филановским 27 сентября 1985 г.

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТОВ СЖИМА ОЮСТИ И ТЕРМИЧЕСКОГО РАСШИРЕНИЯ НЕЯГГИ

РД 39-5-1313-85

1985

7.2.    Пре работе о нефтью я промывочными жадностям необходимо соблюдать правила техника безопасности для работников химических лабораторий, правила работы с сосудам, работающими под давлением.

7.3.    Запрещается работать с устройством УОСГ-ЮОМ при неисправных вентилях в местах подключения к нефтепроводу.

7.4.    Разборку устройства производить только после сброса давления и слива жидкости из системы.

8. МЕЖПОВЕРОЧНЫЙ ИНТЕРВАЛ ДЛИ СРЕДСТВ ИЗМЕРЕНИЙ, ВХ0ДЯ1Ш В КОМПЛЕКТ ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЙ К0Э&ФИЩ2НТ0В СЖИМАЕМОСТИ И ТЕРМИЧЕСКОГО РАСШИРЕНИЯ НЕФТИ

Таблица

JU»! Средства    !Межповерочный !    Нормативный

ииза&шад_Ljmsma_1_mxmi

Примечание. 5 первый год эксплуатации осуществляется ежеквартальный внутрилабораторный контроль показателей точности методики путем измерения коэффишгентов сжимаемости и тершческсго расвареная воды. Отклонение результатов измерений от табличных данных ГСССД 2-16 не должно прерывать величин, указанных в п.п.6.1, 6.2. При отрицательных результатах контрольных испытаний устройство УОСГ-ЮОМ представляется на внеочередную поверку.

ПВ1Л0ХШЕ

(обязательное)

ИЗМЕРИТЕЛЬНОЕ УСТРОЙСТВО УОСГ-ЮОМ МЕТОДИКА АТТЕСТАЦИИ

Настоящая методика распространяется на измерительные устройства УОСГ-ЮСМ при использования их для измерения коэффициентов сжимаемости и термического растрения нефти и устанавливает методику первичной и периодической аттестации.

I. ОПЕРАЦИИ АТТЕСТАЦИИ

1.1.    При проведении аттестации должны быть выполнены следующие операция:

внешний осмотр (п.5Л) ,

опробование (п.5.2) ♦

определение метрологических характеристик (п.5.3).

2.    СРЕДСТВА АТТЕСТАЦИИ

2.1.    Вода дистиллированная, ГОСТ 6709-72.

2.2.    Термостат с нагнетательным насосом я погрешностью поддержания температуры не более ♦ 0,1°С.

2.3.    Вакуумный насос.

3.    УСЛОВИЯ АТТЕСТАЦИИ

3.1. При проведении поверки должно быть соблюдено слеяутсее условие.

3.1 Л. Температура окружапсей ореды (20 ♦ 5)°С.

1г

4.    ПОДГОТОВКА К АТТЕСТАЦИИ

4.1* Перед проведением поверка должны быть выполнены следухь шие подготовительные работы.

4.1 Л. Устройство УОСГ-ЮСМ промыто и высушено.

4.1.2. Плунжер установлен в положение "О".

5.    ПРОВЕДЕНИЕ АТТЕСТАЦИИ

5.1.    Внешний осмотр.

5.1.1.    При проведении внешнего осмотра должно быть установлено наличие маркировки и соответствие ее техническому паспорту.

5.1.2.    Устройство не должно иметь механических повреждений.

5.2.    Опробование

5.2.1.    Заполнить пробоотборную камеру дистиллированной водой, для чего

5.2ЛЛ. Установить устройство с полностью выведенным плунжером в вертикальное положение, отсоединить манометрический узел.

5.2.1.2.    Заполнить дистиллированной водой пробоотборную камеру;

5.2.1.3.    Подсоединить манометрический узел с вывернутой пробкой.

5.2.2.    Подсоединить вакуумный насос через крыску манометрического у эля и в течение 30 мин производить вакуумирование г.робобт-

борной камеры, периодически подливал дистиллированную воду.

5.2.3.    Отсоединить вакуумный насос, установить плунжер на отметку *5" я завернуть пробку.

5.2.4.    Проверить герметичность пробсотбсрной камеры, для чего сжать пробу до 2D МПа в выдержать 30 мин. Падение давления в течение посиедутвах 5 шн не должно превышать 0,1 WHa.

5.3. Определение метрологических характеристик

5.3.1.    Заполнить пробоотборную камеру дистиллированной водой в соответствии с пп. 5.2.1 - 5.2.3.

5.3.2.    Обеспечить циркуляцию термостатерупаей жидкости термостата через "рубашку" устройства УОСГ-ЮОМ, задать требуемую температуру регулятором термостата.

5.3.3.    Медленно перемещая плунжер,сжать пробу до давления Pj * 5 МПа. Зафиксировать соответствующее значение положения плунжера V_f-

5.3.4.    Медленно перемещая плунжер,сжать пробу до давления ?2 ^к 9 МПа. Зафиксировать соответствуйте значения положения плунжера \£_t*

5.3.5.    Выполнить операции по пп. 5.3.3, 5.3.4 по пять раз в следующих точках диапазона рабочих температур: Ю°С; 20°С, 30°С, 40°С.

5.3.6.    Установить и поддерживать в пробоотборной камере давление 5 МПа.

5.3.7.    Термостатеровать пробу при температуре Tj « Ю°С, зафиксировать соответствующее положение плунжера Vjj .

5.3.8.    Термостате ровать пробу при температуре ^ ^ш зафиксировать соответствующее положение плунжера V»; •

5.3.9.    Выполнить операции по пп. 5.3.6 - 5.3.8 по четыре раза в следующих точках диапазона рабочих давлений: 4 МПа,

5 МПа. 6 МПа. 7 МПа. 8 МПа, 9 МПа.

5. ЗЛО. допускаемая погрешность определения постоянных измерительного устройства j^ и Ctyc не должна превышать следую-щих величин:

иля    не более 0,025* НГ'*    МПа“*

Для Оус ^не <3слее 0,015» ПГ'* °СГ*

IS

где /?^_л • число наблюдений jSuGt. соответственно.

j9mo6, &то6 • табличные значения ковффидаентов сжимаемости и термического расширения дистиллированной воды, ЫПа~* я°С~* (таблицы ГСССД 2-16).

6.1.3. Вычислить среднеквацратические отклонения результатов измерения постоянных    и    по формулам ;

Г - \/

ip#- V псп-1)

(6.6)

6.1.4. Вычислить доверительные границы случайных составляющих погрешностей результатов измерений постоянных по формулам:

;    ⁽⁶-⁷⁾

&&yC~t°lSo(yc у    (6.8)

где ^_а- коэффидаент Стьюдента при доверительной вероятности 0,95 в числе наблюдений /7д и соответственно.

6.1.5. Полученные значения погрешностей АД* в С^О(ус должны соответствовать требованиям П.5.З.Ю.

7. ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ АТТЕСТАЦИИ

7.1.    На измерительное устройство УОСГ-ЮОМ, признанное по

результатам поверки годным, выдается свидетельство об аттестате установленной формы с указанием постоянных    в    ОС    ус    *

7.2.    Измерительное устройство УОСГ-ЮОМ, не удовлетворяющее требованиям настоящей методика,к применению не допускается.

Стр.

1.    Сбдие положения    3

2.    Средства измерения    4

3.    Условия выполнения измерения    5

4.    Подготовив к выполнению измерений    5

6. Порядок выполнения измерений    6

6.    Показатели точности измерений    9

7.    Требования безопасности    9

8.    Межповерочный интервал для средств измерений.

входящих в комплект для измерений коэффициентов

сжимаемости ж термического расширения нефти    10

Приложение. Измерительное устройство УОСГ-100М

Методика аттестации    II

РУКОВОДЯЩЕ ДОКУМсНТ

МЕТОДИКА

ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТОВ С2ИМАЕН0СТИ И ТЕРМИЧЕСКОГО РАСШИРЕНИЯ НЕФТИ

РД 39-5-I3I3-85

ВНИИСПГнефть 450055, Уфа, проел. Октября, 144/3

Подписано в печать II.12.65 г. П17176 Формат 60x90 I/16- Уч.-мэд.ж.С.в. Тираж 212 экэ. _Заказ 2. 4/__

Ротапринт ВНИИСПГнефть

Руководили!! документ РД 39-5-1313-85 “Методика определения коэффициентов сжимаемости и тершческого рас дм ре ни я нефти*

РАЗРАБОТАН - Всесоюзным научно-исследовательским институтом по сбору, подготовке я транспорту нефти в нефтепродуктов (ВНИИСПТнефть) №ннефтепрома

(А.Г.Гукеров, д.т.в., В.Г.Володин, к.т.я., Н.М.Черкасов, к.т.н.,

Э.Г.Любарская).

1.3. Измерение коэффициентов сжимаемости и термического расширения нефти основано на пьезометрическом методе, В качестве пьезометра переменного объема используется устройство УОСГ-ЮОМ, выпускаемое серийно с предназначенное для определения содержания свободного газа в нефти.

2. СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

2.1.    Устройство УОСГ-ПХШ, состояиее из пробоотборной камеры, пресса, манометрического узла и термостатирупией •рубашки". Пресс имеет плунжер, линейную шкалу в лимб. Перемещение плунжера оттарироваяо в единицах объема. Цена деления по линейной шкале - I см³, по лимбу-0,01 см³.

2.2.    Образцовый манометр класса 0,4 с пределом Ю МПа. (ГОСТ 6521-72).

2.3.    Термостат типа U -Ш с нагнетательным насосом и погрешностью поддержания температуры не более + 0,1°С.

2.4.    Термометр типа 4-Б2; предел измерений 0+55°С, цена деления 0,1°С (ГОСТ 215-73).

2.5.    Секундомер СОПпр 2а-3 (ГОСТ 5072-79).

2.6.    Термостатарующая жидкость - вода.

2.7.    Промывочные жидкости - соляровое масло, спирто-бензоловая смесь.

2.8.    Применяемые средства измерений должны иметь действующе свидетельства о государственной поверке.

2.9.    Допускается применение других средств измерений с аналогичным или лучпим метрологическим характеристиками.

3. УСЛОВИЯ ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЯ

3.1.    Устройство УОСГ-ЮОЫ должно устанавливаться в укрытии (блоке), обеспечивашем заадту от воздействия ветра, атмосферных осадков и прямых солнечных лучей.

3.2.    Температура скружашей среды, °С - +5 ♦ +30 .

3.3.    Температура рабочей среды, °С - 0 ♦ 50.

3.4.    Максимальное давление в подводящем трубопроводе,

МПа - 4,0.

3.5.    Давление в рабочей камере УОСГ - I00U, МПа - 0*10.

3.6.    Изменение температуры нефти за период измерения коэффициента сжимаемости не должно превышать + 1°С.

4. ПОДГОТОВКА К ВЫПОЛНЕНИЮ ИЗМЕРЕНИЯ

4.1. Провести проверку пробоотборной камеры на герметичность.

4.1.2.    Заполнить камеру водой.

4.1.2.    Повернуть пробоотборную камеру в положение "отбор пробы’ я закрыть клапаны высокого давления.

4.1.3.    Внедрением плунжера поднять давление до Ш МПа.

4.1.4.    Сделать выдержку в течение 5 ши. Если уменьшение давления за это время не превысит 0.1 МПа, пробоотборная камера считается герметичной.

4.2.    Сбросить давление до 2 МПа.

4.3.    Подключить устройство к нефтепроводу, открыть вентили на пробоотборных патрубках, обеспечить циркуляцию нефти через "рубанку". Изменение давления в пробоотборной камере свидетельствует о наличии пиркудяши через измерительное устройство и его готовности к работе.

5. ПОРЯДОК ВЫПОЛНЕНИИ ИЗМЕРЕНИЙ

5.1.    Определение коэффициента сжимаемости при температуре в нефтепроводе.

5.1.1.    Подсоединить устройство УОСГ-ЮОИ к нефтепроводу.

5.1.2.    Открыть клапаны высокого давления ж обеспечить проток нефти через пробоотборную камеру. Установить визир и лимб в исходное положение "О". Прогреть устройство в течение не менее 20 мин.

5.1.3.    Отсечь пробу в закрыть клапаны высокого давления.

5.1.4.    Медленно перемещая плунжер, сжать пробу до давления 2 МПа. Выдержать пробу до установления давления по манометру

Рj • 2,0 ± 0,1 МПа. Зафиксировать соответствующее значение положения плунжера Lp_f •

5.1.5.    Медленно перемещая плунжер, сжать пробу до давления 6,0 МПа. Выдержать пробу до установления давления по манометру ?2 ^т 6*С) *0,1 МПа. Зафиксировать соответствующее положение плунжере ip_£ .

5.1.6.    Измерить температуру t нефти в нефтепроводе.

5.1.7.    Вычислить значение коэффициента сжимаемости нефти по формуле:

а = -J—r . LpL---• А    (5    т)

A    v_rl_Pt    Ас    /    ^(5Л)

^угЧ[I'Pyc-Q+ayctt-to)] ,

где V_c - вместимость пробоотборной камеры при нулевом положе

нии плунжера при атмосферном давлении и температуре (из паспорта У0СГ-100М), см³;

- поправочные ковффопиенты па температурное расширение

■ упругую деформацию устройства У0СГ-10ОМ (из свидетельства об аттестации или ловерке), °(Г*,мПа;

-    вместимость пробоотборной камеры при нулевом положении плунжера пре давление Pj и температуре t , см³;

* температура поверочной жидкости при определении V₀ (на паспорта УОСГ-ЮОЫ), °С;

-    температура нефти, °С;

-    начальное в конечное давление в пробоотбориоЯ камере, МПа (Р_х « 2.0 Ш1а, - 6.0 МПа);

-    положения плунжера по линейной шкале и лимбу У0СГ-Ю0Ы _f соответствугазе давлениям Pj и Pj. см³.

5.1.8.    Повторить операции по пл. 5.1.2 - 5.1.7 и определять значение fi_L •

5.1.8.    Определить    •    ^Па"¹.

5.1.20. Определить расхождение результатов двух наблюдений Д/ -    ^    •    100;    X    •    (5.3)

Рср

Если _/    ^    10},    то значение    принимается за резуль

тат измерения коэффициента сжимаемости нефти.

Если l&fll >“ Ю*, повторить операции по пп. 5.1.2 - 5.1.7.

5.2. Определение коэффициента сжимаемости при температурах, отличных от температуры в нефтепроводе.

5.2.1.    Подсоединить устройство У0СГ-Ю0М к нефтепроводу.

5.2.2.    Открыть клапаны высокого давления я обеспечить проток нефти через пробоотборкую камеру в течение не менее Ю мин.

5.2.3.    Отсечь пробу, закрыть клапаны высокого давления, сжать пробу до Р.7,0-8,0 ¥Пя Сбросить давление, открыть клапаны высокого давления, обеспечить проток нефти через пробоотборную камеру.

Операгсга по п.5.2.3 повторить 3-5 раз для обеспечения заполнения пробоотборной камеры исследуемой нефтью.

5.2.5. Установить визир линейной шкалы в положение "Ю", лимб на "О". Отсечь пробу и закрыть клапаны высокого навлекая.

5.2.6.    Отсоединить устройство от нефтепровода в промыть "рубашку" растворителем через входной и выходной штуцеры. Лавла-кие в пробоотборной камере поддерживать равным давление в процессе отбора пробы.

5.2.7.    Подключить устройство к термостату.

5.2.8.    Установить требуемую температуру термос тати рованн я. Термос тати рованне пробы считается законченным, если стрелка манометра в течение Ю мин не отклоняется более чем на 0,05 МПа.

5.2.9.    Произвести операции по пп. 5.1.4 - 5.1.ГО.

5.3. Определение коэффициента термического рас пн ре ни я нефти в заданном интервале температур.

5.3.1.    Произвести операции по пп. 5.2.1 - 5.2.7.

5.3.2. Установить температуру термостатароваявя    соответствующую нижней границе заданного интервала.

Давление в пробоотборной камере в процессе термостатяровання поддерживается постоянным. Термостатяровакие пробы считается накопченным, води стрелка манометра в течение ГО мин не отклоняется более чем на 0,05 МПа*

Зафиксировать положение плунжера Lf_t ,соответствующее температуре пробы tf .

5.3.3. Повторить операции по п.5.3.2 при температуре термо-

статировання , соответствующей верхней границе заданного интервала    5°^с*

5.3.4.    Определить значение коэффициента термического расширения:

tf_f - температуры термостат!ровен* я пробы, соответствующие нижней в верхней границам заданного интервала,°С;

^ Ц - положение плунжера по линейной шкале и лимбу УОСГ-ЮОМ соответствующее температурам ~t_f и t, , см³,

5.3.5.    Повторить операции по пп. 5.3,1 - 5,3,4 и определить

значение ^    ^

5.3.6.    Определить    =^£    *

5.3.7.    Определить расхождения результатов двух наблюдений;

^Ла= * “* *

Если /ЛОС/ ^ 5JC, то значение    принимается    за ре

зультат измерения среднего коэффициента термического рас сирени я нефти в заданном диапазоне температур.

Если jA&l > 5£, проводятся повторные измерения п.5.3.

6. ПОКАЗАТЕЛИ ТОЧНОСТИ ИЗМЕРЕНИЙ

6.1.    Предельная относительная погрешность результата измере

ния коэффициенте сжимаемости нефти Со доверительной вероятностью 96$ %    -    Ю.

6.2.    Предельная относительная погрешность результата измерения коэффициента термического расширения нефти, %    - 5.

7. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ

7.1. К работе допускаются лица с образованием не ниже среднего, хорошо освоившие правила эксплуатации устройства УОСГ-ДЮМ, ■ зучивпие настоящую методику, сдавшие экзамен по технике безопасности при работе с химическими ре ахти вале и сосудам, работающие

под давлением