"МИ 2364-2003. Рекомендация. Государственная система обеспечения единства измерений. Влагосодержание нефти в массовых долях. Методика выполнения измерений влагомерами СВЧ типа УДВН"
(утв. ГНМЦ ВНИИР Госстандарта России 26.06.2003)

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

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.

1.2. Получение результатов измерений влагосодержания нефти с приписанной погрешностью гарантируется при соблюдении приемов, операций и правил, установленных в настоящей Рекомендации.

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/куб. м 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-1п; 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/куб. м, установленный в БИК.

2.3. Допускается применять другие аналогичные по назначению средства измерений, если их характеристики не уступают указанным в настоящей Рекомендации.

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.

4.1. 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.

5.1. 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.

6.1. При выполнении измерений с помощью лабораторного влагомера соблюдают следующие условия:

6.2. При выполнении измерений с помощью поточного влагомера соблюдают следующие условия:

6.3. Параметры измеряемой среды:

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.

8.1. 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.

9.2. Результаты измерений и вычислений влагосодержания оформляют записью в журнале по форме, приведенной в таблице 2.

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;

Рассчитанная погрешность не должна превышать предела допускаемой погрешности измерений, приведенной в таблице 1 настоящей Рекомендации.