"РМГ 104-2010. Рекомендации по межгосударственной стандартизации. Государственная система обеспечения единства измерений. Нефть. Остаточное газосодержание. Методика измерений"
(введены в действие Приказом Росстандарта от 13.12.2011 N 1057-ст)

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 от 25 ноября 2010 г. N 38).

За принятие проголосовали:

4. Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 13 декабря 2011 г. N 1057-ст рекомендации по межгосударственной стандартизации РМГ 104-2010 введены в действие в качестве рекомендаций по метрологии Российской Федерации с 1 января 2013 г.

5. Введены впервые.

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 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 м3/м3 - по растворенному газу.

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

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.

В настоящих рекомендациях применен термин

остаточное газосодержание: содержание свободного и растворенного газа в нефти и смесях нефтей после сепарации.

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

4.2. Пределы основной абсолютной погрешности измерений растворенного газа - +/- 0,1 м3/м3.

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

5.2. При измерениях содержания растворенного газа используют следующие средства измерений и вспомогательные устройства:

- автоматический лабораторный прибор АЛП-01 ДП(м) (Приложение Б);

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

- индивидуальный пробоотборник 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 вспомогательное оборудование проверено на работоспособность.

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

6.2. Метод измерений содержания растворенного газа 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.

7.1. 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 соответствовать требованиям ГОСТ 12.1.005.

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

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

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

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

9.1. При измерениях содержания свободного газа соблюдают следующие условия:

9.2. При измерениях содержания растворенного газа соблюдают следующие условия:

10.1. Подготовка к 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 пробоотборную камеру 1 на герметичность и наличие циркуляции через прибор.

10.1.2.1. Закрывают клапаны 3, поднимают давление в пробоотборной камере 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 пробоотборная камера 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 пробоотборной камере 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 устанавливают его в нулевое положение. При этом поток исследуемой нефти движется через пробоотборную камеру 1, минуя термостатирующую рубашку 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, устанавливают стрелку манометра 4 на ближайшем большом делении и фиксируют показания и .

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

10.1.4.5. Прибор приводят в исходное положение. При этом отводом поршня давление в камере снижают до 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 вычисляют коэффициент сжимаемости нефти в пробоотборной камере прибора по формуле

где - вместимость пробоотборной камеры по паспорту, равная .

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

10.2. Подготовка к выполнению измерений содержания растворенного газа

10.2.1. Отбор нефти в индивидуальный пробоотборник

10.2.1.1. Подсоединяют пробоотборник с 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 пробоотборника около 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 пробоотборник попали 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 при транспортировании и хранении пробоотборника, то приоткрывают выходной вентиль 13 и сливают продукт объемом V, мл:

10.2.1.7. Закрывают вентиль на пробозаборнике и 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 термостатирующей рубашке подключают термостат. При этом выход воды из термостата подсоединяют к штуцеру , а вход - к штуцеру прибора. Устанавливают температуру термостатирования 20 °C.

10.2.2.3. Включают прибор и выдерживают в течение 60 мин, при этом оставшееся до работы время (в минутах) будет индицироваться на 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 пробоотборнике резко не поднимется на 0,3 - 0,5 МПа выше давления в газовой камере 13, что свидетельствует о полном заполнении дозировочной камеры 1.

10.2.2.6. Сбрасывают давление 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.

11.1. Измерения содержания свободного газа

11.1.1. После 30 с выдержки устанавливают плунжер 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 термостатирующую рубашку.

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

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.

11.2. Измерения содержания растворенного газа

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

11.2.2. Приводят поршень 4 прибора (рисунок Б.1, Приложения Б) в крайнее правое положение и вводят необходимое значение соотношения фаз "".

11.2.3. Нажатием кнопки включают перемещение поршня влево. При этом на табло сохраняется установленное значение "".

11.2.4. После достижения поршнем 4 заданного положения его движение автоматически останавливается, затем открывают вентиль 11, нажимают кнопку "Ввод", открывают выходной вентиль 7 и вновь нажимают кнопку "Ввод". При этом на табло появляется значение величины давления в измерительной камере 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 отличается от заданного , операции по 11.2.2 - 11.2.5 повторяют 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 и с меньшей и большей стороны не будут максимально приближены к .

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

12.1. Обработка и оформление результатов содержания свободного газа

12.1.1. По полученным значениям P и вычисляют значения относительного количества свободного газа

где - объем пробы нефти, равный вместимости пробоотборной камеры, по паспорту, ;

- первоначальное избыточное давление в камере, равное давлению в трубопроводе, МПа;

- 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

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

12.2. Обработка и оформление результатов содержания растворенного газа

12.2.1. Значение содержания растворенного газа при заданных значениях давления и температуре рассчитывают по формулам:

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

12.2.2. Среднее значение содержания растворенного газа рассчитывают по формуле

12.2.3. В случае если исследуемая нефть обводненная, то откорректированное значение содержания растворенного газа определяют по формуле

где - объемная доля воды в нефти.

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

Прибор УОСГ-100 СКП (далее - прибор) предназначен для измерений объемного содержания свободного газа в 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. Устройство прибора

Прибор состоит из пробоотборного блока и прессового узла.

Пробоотборный блок 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 устанавливают на 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. Технические характеристики:

А.3. Принцип работы

А.3.1. Действие прибора основано на том, что при сжатии пробы газожидкостной смеси 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 объема расчетным путем.

Б.1. Назначение прибора

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

Б.1.2. Прибор применяют для оценки качества сырой и товарной нефти, определения поправочных коэффициентов на наличие растворенного газа при измерении количества нефти в соответствии с НД <1>.

--------------------------------

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

Б.2. Технические данные:

Б.3. Устройство прибора

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

Б.3.2. Измерительный блок 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; термостатирующую рубашку 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.

Б.4. Принцип действия 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 термодинамическое равновесие с поддержанием необходимой температуры и регистрацией давления.

В.1. Назначение

В.1.1. Индивидуальный пробоотборник 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. Пробоотборник применяют для герметичной подачи под давлением проб продукта в прибор, при проведении измерений содержания растворенного газа в нефти и давления насыщенных паров.

В.2. Технические данные:

В.3. Устройство пробоотборника

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 выполнена из оргстекла, а верхняя 3 - из стали; выходной штуцер 10; термостатирующую рубашку 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. Принцип работы

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

Г.1. Назначение

Индивидуальный пробоотборник 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 климатическим воздействиям пробоотборник соответствует исполнению УХЛ категории 1.1 по ГОСТ 15150 для работы при температуре от минус 45 °C до плюс 40 °C.

Г.2. Технические данные:

Г.3. Устройство и принцип работы

Г.3.1. Принцип действия

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

Г.3.2. Устройство пробоотборника

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, термостатирующую рубашку 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, шток с поршнем 13.