РМГ 104-2010 Государственная система обеспечения единства измерений. Нефть. Остаточное газосодержание. Методика измерений

RMG 104-2010 State system for ensuring the uniformity of measurements. Oil. The residual maintenance of gas. Procedure of measurements

Рекомендации устанавливают методику измерений остаточного газосодержания в нефти и смесях нефтей плотностью от 780 до 950 кг/м куб. и вязкостью от 1,2 до 250 мм кв./с, включающего остающийся после сепарации свободный и растворенный газ в диапазонах: - от 0,1 до 10 процентов - по свободному газу; - от 0,1 до 20 м куб./м куб. - по растворенному газу.

Статус документа: Действует
Дата начала действия: 01 янв. 2013 г.
Дата окончания действия: 30 ноя. 2007 г.
Количество страниц: 19 стр.
Когда и где опубликован: Бюллетень нормативных актов федеральных органов исполнительной власти от 20 апреля 2009 г. N 16
Примечание: Введены впервые (ИУС 2-2013)
Разработан:
  • ФГУП ВНИИР
Издан:
  • Стандартинформ 2013 г.
Утвержден:
  • 25 ноя. 2010 г. Межгосударственный Совет по стандартизации, метрологии и сертификации (Inter-Governmental Council on Standardization, Metrology, and Certification) 38
  • 13 дек. 2011 г. Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии 1057-ст
Содержание: 1 Область применения
2 Нормативные ссылки
3 Термины и определения
4 Требования к погрешности измерений
5 Средства измерений и вспомогательные устройства
6 Методы измерений
7 Требования безопасности и охраны окружающей среды
8 Требования к квалификации исполнителей
9 Условия измерений
10 Подготовка к измерениям
11 Выполнение измерений
12 Обработка и оформление результатов
13 Контроль точности
Приложение А (справочное) Технические характеристики и описание прибора УОСГ-100 СКП
Приложение Б(справочное) Прибор АЛП-01ДП(м)
Приложение В (справочное) Индивидуальный пробоотборник ИП-1(м)
Приложение Г (справочное) Индивидуальный пробоотборник ИП-3
Ссылки в документе:
Разделы классификатора:

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СОВЕТ ПО СТАНДАРТИЗАЦИИ, МЕТРОЛОГИИ И СЕРТИФИКАЦИИ
(МГС)

INTERSTATE COUNCIL FOR STANDARDIZATION, METROLOGY AND CERTIFICATION
(ISC)

РЕКОМЕНДАЦИИ
ПО МЕЖГОСУДАРСТВЕННОЙ
СТАНДАРТИЗАЦИИ

РМГ
104-2010

Государственная система обеспечения
единства измерений

НЕФТЬ

Остаточное газосодержание

Методикаизмерений

Москва

Стандартинформ

2013

Предисловие

Цели, основные принципы и основной порядок проведения работ по межгосударственнойстандартизации установлены ГОСТ 1.0-92 «Межгосударственная система стандартизации. Основные положения» и ГОСТ 1.2-2009 «Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосударственные, правила и рекомендации по межгосударственнойстандартизации. Порядок разработки, принятия, применения, обновления и отмены»

Сведения о рекомендациях

1 РАЗРАБОТАНЫ Федеральным государственнымунитарным предприятием «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии» (ФГУП «ВНИИР»)

2 ВНЕСЕНЫ Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии

3 ПРИНЯТЫ Межгосударственнымсоветом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол от 25 ноября 2010 г. № 38)

За принятие проголосовали:

Краткое наименование страны по MK (ИСО 3166) 004-97

Код страны по MK (ИСО 3166) 004-97

Сокращенное наименование национального органа по стандартизации

Армения

AM

Минэкономики Республики Армения

Беларусь

BY

Госстандарт Республики Беларусь

Грузия

GE

Грузстандарт

Казахстан

KZ

Госстандарт Республики Казахстан

Кыргызстан

KG

Кыргызстандарт

Молдова

MD

Молдова-Стандарт

Российская Федерация

RU

Росстандарт

Таджикистан

TJ

Таджикстандарт

Узбекистан

UZ

Узстандарт

Украина

UA

Госпотребстандарт Украины

4 Приказом Федерального агентства по техническому регулированиюи метрологии от 13 декабря 2011 г. № 1057-ст рекомендации по межгосударственнойстандартизации РМГ 104-2010 введены в действие в качестве рекомендаций по метрологии Российской Федерации с 1 января 2013 г.

5 ВВЕДЕНЫ ВПЕРВЫЕ

Информацияобизмененияхкнастоящимрекомендациямпубликуетсявежегодноиздаваемом указателе «Руководящиедокументы, рекомендациииправила», атекстизмененийипоправок - в ежемесячно издаваемоминформационномуказателе«Национальныестандарты».

Вслучаепересмотра (замены) илиотменынастоящихрекомендацийсоответствующееуведомлениебудетопубликовановежемесячноиздаваемоминформационномуказателе«Национальныестандарты»итекстыразмещаютсятакжевинформационнойсистемеобщего пользования - наофициальномсайтеФедеральногоагентствапотехническомурегулированиюи метрологии всетиИнтернет

СОДЕРЖАНИЕ

1 Область применения. 3

2 Нормативные ссылки. 3

3 Термины и определения. 3

4 Требования к погрешности измерений. 3

5 Средства измерений и вспомогательные устройства. 3

6 Методы измерений. 4

7 Требования безопасности и охраны окружающей среды.. 4

8 Требования к квалификации исполнителей. 4

9 Условия измерений. 4

10 Подготовка к измерениям.. 5

11 Выполнение измерений. 6

12 Обработка и оформление результатов. 7

13 Контроль точности. 8

Приложение А (справочное) Технические характеристики и описание прибора УОСГ-100 СКП.. 8

Приложение Б (справочное) Прибор АЛП-01ДП(м) 10

Приложение В (справочное) Индивидуальный пробоотборник ИП-1(м) 11

Приложение Г (справочное) Индивидуальный пробоотборник ИП-3. 13

РМГ 104-2010

РЕКОМЕНДАЦИИ ПОМЕЖГОСУДАРСТВЕННОЙСТАНДАРТИЗАЦИИ

Государственная система обеспечения единства измерений

НЕФТЬ

Остаточное газосодержание

Методикаизмерений

State system for ensuring the uniformity of measurements. Oil.
The residual maintenance of gas. Procedure of measurements

Дата введения- 2013-01-01

1 Область применения

Настоящие рекомендации устанавливаютметодику измерений остаточного газосодержания в нефти и смесях нефтей плотностью от 780 до 950 кг/м3 и вязкостью от 1,2 до 250 мм2/с, включающего остающийся после сепарации свободный и растворенный газ в диапазонах:

- от 0,1 до 10 % - по свободному газу;

- от 0,1 до 20 м33 - по растворенномугазу.

2 Нормативные ссылки

В настоящих рекомендацияхиспользованы 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

ГОСТ 15150-69 Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды

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 рекомендацияхприменен термин

остаточноегазосодержание: Содержание свободного и растворенного газа в нефти и смесей нефтей после сепарации.

4 Требования к погрешности измерений

4.1 Пределы основной абсолютной погрешности измерений свободного газа в поддиапазонах, об. доля %:

0,1 - 1... ±0,05;

1 - 2... ±0,10;

2 - 10... ±0,25.

4.2 Пределы основной абсолютной погрешности измерений растворенногогаза - ±0,1 м33.

5 Средства измерений и вспомогательные устройства

5.1 При измерениях содержания свободного газа используют прибор УОСГ-100 СКП (приложение А).

5.2 При измерениях содержания растворенногогаза используют следующие средства измерений и вспомогательныеустройства:

- автоматическийлабораторный прибор АЛП-01 ДП(м) (приложение Б);

- термостат для поддержания температуры в диапазоне от 0 °С до 60 °С с погрешностью не более 0,1 °С;

- индивидуальныйпробоотборник ИП-1(м) (приложение В) (в случае присутствия в отбираемой пробе в свободном состоянии воды и газа) или ИП-3 (приложение Г) (в случае отсутствия в отбираемой пробе в свободном состоянии воды или газа).

Примечание- Допускается применение других средств с аналогичными или лучшими метрологическими характеристиками.

Применяемые средства измерений должны быть поверены, а вспомогательноеоборудование проверено на работоспособность.

6 Методы измерений

6.1 Метод измерений содержания свободного газа заключается в изотермическомсжатии до заданного давления отобранной пробы нефти, определении при этом уменьшения ее объема.

6.2 Метод измерений содержания растворенногогаза заключается в герметичном отборе пробы, впрыске в измерительную камеру прибора дозированных порций нефти и создания в камере термодинамического равновесия «нефть-газ» последовательно при различных соотношениях фаз так, чтобы равновесное давление было максимально приближено с большей и меньшей стороны к заданному.

7 Требования безопасности и охраны окружающей среды

7.1 При измерениях соблюдают требования безопасности, приведенные в паспортах на приборы УОСГ-100 СКП и АЛП-01 ДП(м).

7.2 Температура, влажность, скорость движения воздуха, содержание вредных веществ в рабочей зоне должны соответствоватьтребованиям ГОСТ 12.1.005.

7.3 При сливе, наливе и отборе проб нефти используют средства индивидуальнойзащиты.

7.4 Отработанную нефть и промывочные жидкости сливают в специальные герметизированные сливные емкости.

7.5 Помещение, в котором проводят измерения, должно быть оборудовано средствами пожаротушенияв соответствии с ГОСТ 12.4.009.

8 Требования к квалификации исполнителей

К выполнению измерений допускают лиц (лаборантов или операторов), изучивших настоящие рекомендации, инструкции на приборы УОСГ-100 СКП, АЛП-01 ДП(м), индивидуальныепробоотборники и термостат и имеющих специальную подготовку по эксплуатации этих приборов.

9 Условия измерений

9.1 При измерениях содержания свободного газа соблюдают следующие условия:

- температураокружающего воздуха

от минус 20 °С до плюс 40 °С;

- температурарабочей среды

от 0 °С до плюс 80 °С;

- изменение температурырабочей среды в течение одного измерения, не более

±0,1 °С;

- изменение плотности рабочей среды в течение одного измерения, не более

±1,0 кг/м3;

9.2 При измерениях содержания растворенногогаза соблюдают следующие условия:

- атмосферноедавление

от 96 до 104 кПа (от 720 до 780 мм рт. ст.);

- относительнаявлажность

от 30 % до 80 %;

- температуравоздуха в помещении

от 15 °С до 25 °С;

- температураисследуемой нефти

20 °С;

- равновесноедавление при определении содержания растворенного газа

101,3 кПа.

10 Подготовка к измерениям

10.1 Подготовкак измерениям содержания свободного газа

10.1.1 В исходном состоянии клапаны прибора 3 (рисунок А.1, приложение А) открыты и поток исследуемой нефти движется по измерительной камере, давление в пробоотборной камере 1 равно давлению в трубопроводе.

10.1.2 Перед началом измерений проверяют пробоотборнуюкамеру 1 на герметичностьи наличие циркуляции через прибор.

10.1.2.1 Закрывают клапаны 3, поднимают давление в пробоотборнойкамере 1 до 8 МПа, выдерживают в течение 30 мин (если давление в течение последующих 5 мин изменится не более чем на одно большое деление по манометру, то пробоотборнаякамера герметична).

10.1.2.2 Закрывают вентили на входе и выходе прибора (рисунок А.2, приложение А), выдерживают в течение 15 мин (если температура окружающей среды ниже температуры нефти, то давление в пробоотборной камере снижается, если выше, то давление поднимается; если этого не происходит, то циркуляция через прибор отсутствует, тогда прикрывают секущую задвижку и вновь проверяют наличие циркуляции).

10.1.3 Открывают вентили на входе и выходе прибора 3 (рисунок А.1, приложение А), снижают давление в пробоотборнойкамере 1 отводом поршня до давления в трубопроводе.

10.1.4 Определяют коэффициент сжимаемости исследуемой нефти, выполняя следующие операции:

10.1.4.1 Открывают клапаны 3 на приборе (рисунок А.1, приложение А), отводят плунжер 5 влево до упора, а затем по линейной шкале 6 и лимбу 8 устанавливаютего в нулевое положение. При этом поток исследуемой нефти движется через пробоотборную камеру 1, минуя термостатирующуюрубашку 2.

10.1.4.2 После 30 с выдержки проводят отбор пробы путем закрытия клапанов 3.

10.1.4.3 Вводят плунжер 5 и сжимают пробу до давления 6 МПа, выдерживают в течение 15 мин, затем, передвигая плунжер 5, устанавливаютстрелку манометра 4 на ближайшем большом делении и фиксируют показания Р1 и DV1.

10.1.4.4 Пробу сжимают до значения давления 10 МПа, выдерживают в течение 15 мин, затем, передвигая плунжер 5, устанавливаютстрелку манометра 4 на ближайшем большом делении и фиксируют показания Р2 и DV2.

10.1.4.5 Прибор приводят в исходное положение. При этом отводом поршня давление в камере снижаютдо давления в трубопроводе 3 (рисунок А.2, приложение А), а затем открывают клапаны 3 и плунжер 5 отводят до упора (рисунок А.1, приложение А).

10.1.4.6 По полученным значениям P1, P2, DV1, DV2 вычисляют коэффициент сжимаемости нефти в пробоотборнойкамере прибора по формуле

(1)

где Vк - вместимость пробоотборнойкамеры по паспорту, равная 10-6 · м3.

10.1.4.7 Коэффициент сжимаемости нефти определяют не менее трех раз и вычисляют его среднеарифметическое значение.

10.2 Подготовкак выполнению измерений содержания растворенного газа

10.2.1 Отбор нефти в индивидуальный пробоотборник

10.2.1.1 Подсоединяют пробоотборникс помощью шланга 16 через входной штуцер 1 (рисунок В.1, приложение В) к пробозаборнику.

10.2.1.2 Открывают входной вентиль 12 и вентиль на пробозаборнике.

10.2.1.3 Открывают выходной вентиль 13, сливают для промывки пробоотборникаоколо 50 мл нефти и закрывают выходной вентиль 13.

10.2.1.4 Движением штока 7 с поршнем 9 вверх до упора проводят отбор нефти и закрывают входной вентиль 12.

10.2.1.5 Если в пробоотборникпопали свободная вода или газ, их вытесняют через выходной вентиль 13 и дозаполняют пробоотборник.

10.2.1.6 Если температура отбираемого продукта t ниже максимально ожидаемой температуры tmax при транспортированиии хранении пробоотборника, то приоткрывают выходной вентиль 13 и сливают продукт объемом V, мл:

V = 0,25(tmax - t).

10.2.1.7 Закрывают вентиль на пробозаборникеи отсоединяют пробоотборник.

10.2.2 Подготовка прибора

10.2.2.1 В исходном состоянии прибор (рисунок Б.1, приложение Б) подключен к сети напряжением 220 В, поршень 3 находится в крайнем левом положении, поршень 4 - в крайнем правом положении, а выходной вентиль 7 открыт.

10.2.2.2 Подключают пробоотборник, заполненный анализируемым продуктом, через фильтр 6 к входному клапану 5 прибора, а к термостатирующейрубашке подключают термостат. При этом выход воды из термостата подсоединяют к штуцеру «V», а вход - к штуцеру «А» прибора. Устанавливаюттемпературу термостатирования 20 °С.

10.2.2.3 Включают прибор и выдерживают в течение 60 мин, при этом оставшееся до работы время (в минутах) будет индицироватьсяна табло.

10.2.2.4 Открывают выходной вентиль на пробоотборнике, движением поршня в нем создают давление несколько выше давления в газовой камере узла турбулизации 9, открывают вентиль 11 настолько, чтобы через штуцер выходного вентиля 7 можно было бы, перемещая поршень пробоотборника, слить тонкой струей нефть объемом 20 - 30 мл с поддержанием в пробоотборнике постоянного давления, после чего вентили 7 и 11 закрывают.

10.2.2.5 В пробоотборнике перемещением поршня 4 создают давление несколько выше давления в газовой камере 13 и нефть подают в дозировочную камеру до тех пор, пока давление в пробоотборникерезко не поднимется на 0,3 - 0,5 МПа выше давления в газовой камере 13, что свидетельствуето полном заполнении дозировочной камеры 1.

10.2.2.6 Сбрасываютдавление в пробоотборнике на 0,3 - 0,5 МПа ниже давления в газовой камере 13.

10.2.2.7 После окончания прогрева прибора на табло открывается главное меню.

11 Выполнение измерений

11.1 Измерениясодержания свободного газа

11.1.1 После 30 с выдержки устанавливаютплунжер 5 по лимбу 8 и линейной шкале 6 в нулевое положение, закрывают клапаны 3 на приборе (рисунок А.1, приложение А). При этом поток исследуемой нефти движется через термостатирующуюрубашку.

11.1.2 Вводят плунжер и сжимают пробу до давления 8 МПа, выдерживают в течение 15 мин, затем, передвигая плунжер 5, устанавливаютстрелку манометра на ближайшем большом делении и фиксируют показания манометра Р и величину изменения объема пробы DV.

11.1.3 Прибор приводят в исходное положение.

11.1.4 Операции по 11.1.1 - 11.1.3 проводят не менее шести раз. Полученные результаты заносят в таблицу 1.

Таблица1 - Форма журнала результатов измерений содержания свободного газа

Давление в трубопроводе Р0, МПа

Коэффициент сжимаемости b, 1/МПа

Вместимость пробоотборной камеры Vк, 10-6 · м3

Изменение объема пробы DV, 10-6 С × м3

Давление сжатия Р, МПа

Содержание свободного газа Vсг, %

1

2

3

4

5

6

11.2 Измерениясодержания растворенного газа

11.2.1 В соответствии с инструкцией по эксплуатации прибора входят в режим измерения растворенногогаза.

11.2.2 Приводят поршень 4 прибора (рисунок Б.1, приложения Б) в крайнее правое положение и вводят необходимое значение соотношения фаз «Vг».

11.2.3 Нажатием кнопки включают перемещение поршня влево. При этом на табло сохраняется установленное значение «Vг».

11.2.4 После достижения поршнем 4 заданного положения его движение автоматическиостанавливается, затем открывают вентиль 11, нажимают кнопку «Ввод», открывают выходной вентиль 7 и вновь нажимают кнопку «Ввод». При этом на табло появляется значение величины давления Р1 в измерительнойкамере и включается перемещение поршня вправо.

11.2.5 При движении поршня вправо происходит слив отработанной пробы. После достижения поршнем 4 крайнего правого положения закрывают вентили 7 и 11.

11.2.6 В зависимости от того, на сколько давление Р1 отличается от заданного Р0, операции по 11.2.2 - 11.2.5повторяют с новыми порциями нефти (10.2.2.5 - 10.2.2.6) при последовательном уменьшении или увеличении величины соотношения фаз до тех пор, пока давления Рn-1и Рп с меньшей и большей стороны не будут максимально приближены к Р0.

11.2.7 Операции по 11.2.1 - 11.2.6 повторяют не менее шести раз. Полученные результаты заносят в таблицу 2.

Таблица2 - Форма журнала результатов измерений содержания растворенногогаза

Температура исследуемой нефти t0, °C

Равновесное давление, кПа

Соотношение фаз Vn-1

Давление в камере Pn-1, кПа

Соотношение фаз Vn

Давление в камере Рn, кПа

Содержание растворенного газа Vрг, м33

1

2

3

4

5

6

7

8

12 Обработка и оформление результатов

12.1 Обработкаи оформление результатов содержания свободного газа

12.1.1 По полученным значениям Р и DV вычисляют значения относительного количества свободного газа

(2)

где Vк - объем пробы нефти, равный вместимости пробоотборнойкамеры, по паспорту, 10-6 · м3;

Рт - первоначальноеизбыточное давление в камере, равное давлению в трубопроводе, МПа;

b - коэффициент сжимаемости нефти в пробоотборной камере прибора по формуле (1), 1/МПа.

12.1.2 Результаты измерений оформляют записью в журнале по форме, приведенной в таблице 1.

12.1.3 Среднее значение содержания свободного газа рассчитывают по формуле

(3)

12.1.4 Содержание свободного газа до 0,1 % включительно оценивают как его отсутствие.

12.2 Обработкаи оформление результатов содержания растворенного газа

12.2.1 Значение содержания растворенногогаза при заданных значениях давления Р0 и температуре t0 рассчитывают по формулам:

(4)

где Vn-1 и Vn - соотношения фаз, равные удельным объемам выделившегося растворенного газа, при которых равновесные давления равны Рn-1 и Рп соответственно.

12.2.2 Среднее значение содержания растворенногогаза рассчитывают по формуле

(5)

12.2.3 В случае если исследуемая нефть обводненная, то откорректированноезначение содержания растворенного газа определяют по формуле

(6)

где jв - объемная доля воды в нефти.

13 Контроль точности

Контроль точности методики измерений осуществляют периодическойповеркой приборов УОСГ-100 СКП и АЛП-01ДП(м) и определением расхождений между последовательнымиизмерениями, которые не должны отличаться друг от друга более чем на регламентированную погрешность.

Приложение А
(справочное)

Технические характеристики и описание прибора УОСГ-100 СКП

Прибор УОСГ-100 СКП (далее - прибор) предназначен для измерений объемного содержания свободного газав нефти. Прибор используют при введении поправок в показания турбинных счетчиков, для оценки качества сепарации нефти, а также при определении физических характеристик нефти и нефтепродуктов.

А.1 Устройствоприбора

Прибор состоит из пробоотборногоблока и прессового узла.

Пробоотборныйблок включает заборную камеру, клапанный и манометрический узлы.

Прессовый узел имеет плунжер, линейную шкалу, визир, лимб, корпус.

Для подключения к трубопроводу прибор имеет входной и выходной штуцера. Прибор устанавливаютна трубопроводе, и он обеспечивает выполнение операции по отбору пробы газожидкостной смеси с сохранением условий по давлению и температуре, изотермическому сжатию ее и определению при этом изменения объема пробы и давления в ней.

А.2 Техническиехарактеристики:

А.2.1 Вместимостьпробоотборной камеры, 10-6 · м3, не менее

280.

А.2.2 Диапазоны измерения давления в пробоотборнойкамере, МПа

0 - 10.

А.2.3 Диапазоны измерения изменения вместимостипробоотборной камеры при сжатии пробы, 10-6 · м3

0 - 30.

А.2.4 Пределы абсолютной погрешностипри измерении давления, МПа

±0,1.

А.2.5 Пределы абсолютной погрешностипри измерении изменения вместимости пробоотборной камеры, 10-6 м3, в диапазонах:

- от 0 до 10

±0,2.

- свыше 10 до 30

±0,4.

А.2.6 Максимальноедавление в подводящем трубопроводе, МПа

6,0.

А.2.7 Условия эксплуатации:

- температураокружающей среды, °С

от минус 20 до плюс 40;

- относительнаявлажность, %, не более

95.

А.2.8 Масса, кг, не более

14,0.

А.2.9 Габаритные размеры, мм, не более:

- длина

530;

- высота

390;

- ширина

300.

А.2.10 Рабочая среда

нефть и нефтепродукты,

- плотность, кг/м3

670 - 950;

- вязкость, мм2

0,5 - 200.

А.3 Принципработы

А.3.1 Действие прибора основано на том, что при сжатии пробы газожидкостнойсмеси после перехода ее из двухфазного в однофазное состояние характер зависимости давления от изменения объема пробы становится линейным.

А.3.2 Содержание свободного газа в пробе определяют по полученным значениям давления и изменению объемарасчетным путем.

1 - пробоотборная камера; 2 - термостатирующая рубашка; 3 - клапанный узел;
4 - манометрический узел; 5 - плунжер;
6 - линейная шкала; 7 - визир; 8 - лимб; 9 - корпус

Рисунок А.1 - Общий вид прибора УОСГ-100 СКП

1 - прибор УОСГ-100 СКП; 2 - соединительный шланг; 3 - трубопровод;
4 - задвижка (местное гидравлическое сопротивление); 5 - вентиль Dy 20 (R 3/4
²); 6 - болт М 16;
7 - входной и выходной штуцера; 8 - кран

Рисунок А.2 - Схема подключения прибора УОСГ-100 СКП к трубопроводу
(вид сверху)

Приложение Б
(справочное)

Прибор АЛП-01ДП(м)

Б.1 Назначениеприбора

Б.1.1 Прибор АЛП-01ДП(м) (далее - прибор) предназначен для измерения содержания в нефти растворенногогаза и давления насыщенных паров (ДНП) нефти и нефтепродуктов.

Б.1.2 Прибор применяют для оценки качества сырой и товарной нефти, определения поправочных коэффициентовна наличие растворенного газа при измерении количества нефти в соответствии с НД1).

________

1) На территории Российской Федерации действует ГОСТ Р 8.601-2003.

Б.2 Техническиеданные:

- диапазон измерения давления

от 10 до 160 кПа;

- пределы суммарной абсолютной погрешностиизмерения давления

±1 кПа;

- максимальноесоотношение вместимости измерительной камеры и объема отбираемой пробы, не менее

20;

- пределы относительнойпогрешности задания соотношения вместимости измерительной камеры и объема отбираемой пробы, не более

±2,5 %;

- давление ввода пробы в измерительнуюкамеру

от 1,2 до 1,5 Мпа;

- температурарабочей среды

от 10 °С до 60 °С;

- температураокружающей среды

от 15 °С до 35 °С;

- рабочая среда

нефть и нефтепродукты;

- масса, не более

15 кг;

- потребляемаямощность в номинальном режиме работы, не более

50 Вт;

- габариты, не более

310´260´180 мм.

Б.3 Устройствоприбора

Б.3.1 Прибор (см. рисунок Б.1) функционально состоит из измерительного блока с приводом и узла управления.

Б.3.2 Измерительныйблок имеет в своем составе: дозировочную 1 и измерительную 2 камеры с подвижными поршнями 3, 4; входной клапан 5 с фильтром 6; выходной вентиль со штуцером 7; микровыключатели 8; узел турбулизации с газовой камерой 9, заполненной азотом, манометром 10 и вентилем 11; термостатирующуюрубашку 12; датчик давления 13; электродвигатель 14.

Б.3.3 Узел управления 15 связан с электродвигателем 14, датчиком давления 13 и микровыключателями 8. Он обеспечивает работу прибора в режимах измерений ДНП и растворенного газа.

1 - дозировочная камера; 2 - измерительная камера; 3, 4 - подвижные поршни; 5 - входной клапан;
6 - фильтр;
7 - выходной вентиль со штуцером; 8 - микровыключатели; 9 - узел турбулизации;
10 - манометр; 11 - вентиль;
12 - термостатирующая рубашка; 13 - газовая камера; 14 - электродвигатель;
15 - узел управления

Рисунок Б.1 - Принципиальнаясхема прибора АЛП-01ДП(м)

Б.4 Принципдействия прибора

Б.4.1 Принцип действия прибора основан на герметичном отборе пробы нефти, создании заданного соотношения фаз «нефть-газ», приведении этой системы путем турбулизации в термодинамическоеравновесие с поддержанием необходимой температуры и регистрацией давления.

Приложение В
(справочное)

Индивидуальный пробоотборник ИП-1(м)

В.1 Назначение

В.1.1 Индивидуальныйпробоотборник ИП-1(м) (далее - пробоотборник) предназначен для герметичного отбора проб нефти и нефтепродуктов (далее - продукт) из трубопровода и подачи их в измерительный прибор.

В.1.2 Пробоотборникприменяют для герметичной подачи под давлением проб продукта в прибор, при проведении измерений содержания растворенного газа в нефти и давления насыщенных паров.

В.2 Техническиеданные:

- максимальныйобъем отбираемой пробы

250 мл;

- максимальноедавление отбора проб

6,0 МПа;

- максимальноедавление подачи проб в прибор

1,6 МПа;

- масса, не более

5 кг;

- габаритные размеры, не более

200´380´150 мм.

В.3 Устройствопробоотборника

В.3.1 Пробоотборник (см. рисунок В.1) состоит из заборной камеры и поршневого узла.

В.3.2 Заборная камера имеет в своем составе: входной штуцер 1; рабочий цилиндр, нижняя часть 2 которого выполненаиз оргстекла, а верхняя 3 - из стали; выходной штуцер 10; термостатирующуюрубашку 15; манометр 11; входной вентиль 12; выходной вентиль 13; опору 14.

В.3.3 Поршневой узел состоит из линейной шкалы 4, штурвала 5, визира 6, штока 7, пружины 8 и поршня 9.

В.4 Принципработы

В.4.1 Принцип работы пробоотборниказаключается в принудительном поршневом отборе пробы и подаче проб, имеющих заданную температуру, в прибор на анализ под давлением с сохранением герметичности.

1 - входной штуцер; 2 - нижняя часть рабочего цилиндра; 3 - верхняя часть рабочего цилиндра;
4 - линейная шкала;
5 - штурвал; 6 - визир; 7 - шток; 8 - пружина; 9 - поршень; 10 - выходной штуцер;
11 - манометр; 12 - входной вентиль;
13 - выходной вентиль; 14 - опора; 15 - термостатирующая рубашка;
16 - шланг

Рисунок В.1 - Схема индивидуальногопробоотборника ИП-1(м)

Приложение Г
(справочное)

Индивидуальный пробоотборник ИП-3

Г.1 Назначение

Индивидуальныйпробоотборник ИП-3 (далее - пробоотборник) предназначен для герметичного отбора проб нефти и нефтепродуктов (далее - продукт) из трубопровода и принудительной их подачи в измерительный прибор.

По устойчивости к климатическимвоздействиям пробоотборник соответствует исполнению УХЛ категории I.I по ГОСТ 15150 для работы при температуре от минус 45 °С до плюс 40 °С.

Г.2 Техническиеданные:

- максимальныйобъем отбираемой пробы

250 мл;

- максимальноедавление отбора Рmax

6 Мпа;

- минимальноедавление отбора

0 Мпа;

- возможностьподключения к термостату

имеет;

- температураокружающей среды

от минус 45 °С до плюс 40 °С;

- рабочая среда - нефть и нефтепродуктысо следующими характеристиками:

- плотность

670 - 950 кг/м3;

- вязкость

0,5 ... 250 мм2/с;

- габаритные размеры

350´195´135 мм;

- масса, не более

4,0 кг.

Г.3 Устройствои принцип работы

Г.3.1 Принципдействия

Принцип действия пробоотборникаоснован на герметичном отборе пробы продукта из трубопровода с использованием рукава высокого давления и переходника.

Г.3.2 Устройствопробоотборника

Пробоотборник (см. рисунок Г.1) состоит из заборной камеры и поршневого узла.

Заборная камера включает в себя входной штуцер 1, цилиндр 2, выходной штуцер 3, термостатирующуюрубашку 4, манометр 5, входной вентиль 6, выходной вентиль 7 и установочные опоры 8.

Поршневой узел включает линейную шкалу 9, штурвал 10, визир 11, ходовой винт 12, штоке поршнем 13.

1 - входной штуцер; 2 - цилиндр; 3 - выходной штуцер; 4 - термостатирующая рубашка; 5 - манометр;
6 - входной вентиль; 7 - выходной вентиль; 8 - установочные опоры; 9 - линейная шкала; 10 - штурвал;
11 - визир; 12 - ходовой винт;
13 - шток с поршнем

Рисунок Г.1 - ПробоотборникИП-3

Ключевые слова: нефть, нефтепродукт, содержание свободного газа, содержание растворенногогаза, методика измерений

Страница 1 из 19
Страница 2 из 19
Страница 3 из 19
Страница 4 из 19
Страница 5 из 19
Страница 6 из 19
Страница 7 из 19
Страница 8 из 19
Страница 9 из 19
Страница 10 из 19
Страница 11 из 19
Страница 12 из 19
Страница 13 из 19
Страница 14 из 19
Страница 15 из 19
Страница 16 из 19
Страница 17 из 19
Страница 18 из 19
Страница 19 из 19
РМГ 104-2010 Государственная система обеспечения единства измерений. Нефть. Остаточное газосодержание. Методика измерений
ID 59729 *

РМГ 104-2010 Государственная система обеспечения единства измерений. Нефть. Остаточное газосодержание. Методика измерений - М., формат 60х84/8, 19 стр., вес 65 гр., 1+1, обл. 4+0 (цвет.)

Цена печатного издания:
339 руб. 288 руб.
Доставка РФ Самовывоз МСК
* подлинность печатного издания подтверждена голографическим элементом и печатью. Внешний вид издания может отличаться от представленного изображения без изменения потребительских свойств.
Цена: 339 руб. 288.00 руб. Подробнее об издании
скрыть
Поиск ГОСТов и технической литературы
Нет времени искать? Запрос цен и КП (отвечаем оперативно)