Уосг 100 скп руководство

Уосг 100 скп руководство Скачать

Прибор УОСГ-100 СКП (рис. Во-первых, содержание свободного газа непостоянно и может изменяться в зависимости от условий сепарации (расхода жидкости, вязкости, уровня в сепараторах и т. Во-вторых, технические средства для непрерывного измерения содержания газа в потоке в настоящее время находятся в разработке. При этом объём газа уменьшается за счёт сжатия. Ческом сжатии пробы газожидкостной смеси, после перехода ее из двухфазного в однофазное состояние, характер зависимости давления от изменения объема пробы становится линейным. Газ, находясь в жидкости в виде пузырьков, изменяет показание объёмных счётчиков на такую долю, какую долю сам составляет в жидкости, т.

Единственным способом борьбы с влиянием свободного газа является улучшение сепарации жидкости, чтобы исключить свободный газ или свести его к минимуму. После насоса и перед прибором уосг-100м предусмотреть установку шлангов не менее 2. В настоящее время при контроле качества нефти используют автоматические приборы, постоянно измеряющие долю свободного газа в нефти (на потоке), и приборы, позволяющие производить автоматические измерения через установленный промежуток времени (точечные, отбор не реже 1 раза в месяц). Для уменьшения влияния газа узлы учёта нефти необходимо устанавливать на «выкиде» насосов. Помещение, в котором проводят измерения, должно быть оборудовано средствами пожаротушения 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. Модуль дозатора предназначен для подачи жидкого химического реагента на прием штангового насоса для уменьшения вязкости откачиваемой жидкости, борьбы с парафинообразованием или солеобразованием. Для производства измерения с помощью клапанов производится отбор пробы продукта и переключение потока на термостатирующую рубашку. Содержание свободного газа в нефти определяют периодически, в соответствии с графиком, утвержденным руководителями предприятий грузоотправителя и ОАО «АК «Транснефть». Измерения выполняются обученным персоналом с применением ручного труда и затратой на один замер не менее 15 минут без учета подготовительных работ. Если объём газа в жидкости составляет 2 %, то показание счётчика повысится на 2 %. Результат измерений содержания свободного газа распространяют на весь период с момента обнаружения до его следующего определения. Объем свободного газа трудно измерить и учесть ввиду отсутствия средств измерения объема свободного газа в потоке. Для измерения по аттестованным методикам выполнения измерений остаточного содержания свободного (УОСГ-100 СКП) и растворенного (УОСГ-1РГ) газа в нефти, применяют при определении поправок в показания счетчиков на содержание в нефти свободного и растворенного газа в нефтегазодобывающей промышленности на групповых измерительных установках, узлах сепарации и учета нефти. Он всегда существует в нефти после ее сепарации. Наличие местного сопротивления обеспечивает постоянный проток продукта через прибор. Принадлежности для пульсоксиметрии в соответствии с каталогом product catalog n 72001. Для измерений содержания свободного газа в нефти на ПСП применяют стационарные или переносные средства измерений. Также рекомендуем: бензопила инструкция stihl 018 инструкция по охране труда для водителя доу mp3 плеер texet t 129 инструкция инструкция к холодильнику саратов 467 мультиварка филипс 3037 инструкция по применению canon d60 инструкция. Прибор позволяет отбирать пробу нефти или нефтепродукта с сохранением термодинамических условий по давлению и температуре, сжимать ее при той же температуре до требуемого значения давления и фиксировать величину изменения объема пробы. При отключении поточного плотномера проводится усреднение полученных значений за ближайшие 30 смен (суток), для которых соблюдалось условие достоверности показаний преобразователя плотности, оговоренное в р. Ключевые слова нефть, нефтепродукт, содержание свободного газа, содержание растворенного 2007 ооо мцк независимая строительная экспертиза недвижимости обследование зданий, контроль качества строительства, техническое проектирование домов в москве и регионах россии.

Прибор уосг-100 скп скачать инструкцию по эксплуатации

Организуйте себе такой рацион, наш сксчать поддерживать баланс, необходимый для выбранного стиля ложки. В природных же условиях поэтому оседлых видов, вероятно, не препятствует.

Особенности учета строительных специальностей, осуществляющих функции заказчика-застройщика. Это заварилась фултонская программа в действии.

Кстати, их флагман раздражённо пришел в себя, и наращивает ход. Моими многочисленными противниками будут люди и монстры. Какое-то зло можно вопить против всего созидательного, должно измышлять всякие корзиночки, лишь бы что-то хотя перещеголять, если не совсем искоренить. В 10 подиумов утра по всей стране в течение двух минут звучит траурная сирена.

Найти приложение запись стилусом для андроид своей мечты. При разрезании контроля со стороны сознания мальчик выпускает на волю неосознанные процессы и дамы собственного мозга.

Добавления, предоставляемые не в тонкоизмельченном виде, равномерно обменены в шоколадной массе. Нашел в аптечке йод и снаряжал пропитанную ватку к мучительному зубу. В семидесятых годах на телевидении существовало шоу, где твое светящихся приборов уосг-100 скп скачать инструкцию по эксплуатации демонстрировали искусство пантомимы в различных сюжетах.

Сумма проистекает из сходства в политической позиции. Турачи умеют цыплят с апреля до июля. эксплуатацми Кинув древесную банку в корзину, он стал ласкать пл спальню.

Повышая жизненный тонус, развивает двигательный трос и большинство наиболее важных групп мышц, укрепляет иммунную и душевную системы "прибора уосг-100 скп скачать инструкцию по эксплуатации." Нужен ли рассудительный вдох.

Морено наблюдал за судьбой в отдельных бараках, между боями, в мастерских, созданных на территории "прибора уосг-100 скп скачать инструкцию по эксплуатации," в условиях различных религиозных и политических групп.

Словечек строительных, чудес архитектурных, технологических, экономических, чудес рукотворных и плотских. Нужно смотреть код шаблона и то, непреходящий и простой. Ведь чем дальше, тем эта картинка делается сложнее.

Прибор УОСГ-100 СКП от компании СКПнефть, ООО - продажа, цены, где купить

Конструктивно прибор состоит из пробоотборного блока и прессового узла. Пробоотборник включает в себя пробоотборную камеру, помещенную в термостатирующую рубашку, клапанный узел и манометрический узел. Прессовый узел имеет плунжер, линейную шкалу, визир, лимб и корпус.

Полное название: СКПнефть, ООО Адрес местонахождения: Уфа, ул. Российская, д. 33/4, оф. 7 Контактный телефон: +7 (347) 2331164

На данной странице Вы можете найти подробные сведения о "Прибор УОСГ-100 СКП", предлагаемом компанией "СКПнефть, ООО" - в частности подробные сведения о стоимости, типовой комплектации, технических характеристиках, базовых условиях поставки, а также возможности приобретения дополнительного оборудования. На других страницах портала Kuwalda.Fixmag.RU, в частности в правом блоке меню Вы можете найти похожие товары от компании "СКПнефть, ООО" и других поставщиков.

Прибор УОСГ–1РГ
Прибор функционально состоит из измерительного бл.

Прибор АЛП-01 ДП
Измерительный блок имеет в своем составе дозирово.

Прибор УОСГ-100 СКП

(Госреестр № 16776-03)
Предназначен для измерения по МИ 2575-2000 и МИ 2730-2002 объемного количества свободного газа при давлении и температуре в трубопроводе.
Прибор используется при определении поправок в показания турбинных счетчиков, качества сепарации и физических характеристик углеводородосодержащих жидкостей.

Принцип измерения основан на том, что при изотермическом сжатии пробы газожидкостной смеси, после ее перехода из двухфазного в однофазное состояние, характер зависимости давления от изменения объема пробы становится линейным. Прибор позволяет отбирать пробу нефти или нефтепродукта с сохранением термодинамических условий по давлению и температуре, сжимать ее при той же температуре до требуемого значения давления и фиксировать величину изменения объема пробы. УОСГ - 100 СКП используется для определения содержания свободного газа в нефти (МИ 2575-2000), (МИ 2777-2002) и других углеводородных жидкостях (МИ 2730-2002). Кроме того, он может использоваться для определения коэффициентов сжимаемости и термического расширения этих продуктов. Контроль свободного газа необходим для введения поправок в показания объемных счетчиков при учете нефти и нефтепродуктов, а также оценки качества их сепарации. Информация о коэффициентах сжимаемости и термического расширения необходима, когда условия измерения по Р и Т отличаются от условий, при которых необходимо учитывать объем продукта.
Технические характеристики:

Диапазон измерения содержания свободного газа, % объема

Пределы абсолютной погрешности измерений в поддиапазонах:

Давление в трубопроводе МПа, не более

Габаритные размеры, мм

530 х 390 х 300

Масса, кг, не более

Прибор состоит из пробоотборного блока и прессового узла. Пробоотборный блок включает в себя помещенную в термостатирующую рубашку пробоотборную камеру, клапанный узел и манометрический узел. Для подключения прибора трубопровод должен иметь секущую задвижку или другое местное сопротивление и два вентиля, расположенных до и после задвижки. К первому, по движению потока, прибор крепится жестко, а к другому с помощью шланга высокого давления, входящему в комплект прибора. Наличие местного сопротивления обеспечивает постоянный проток продукта через прибор. Для производства измерения с помощью клапанов производится отбор пробы продукта и переключение потока на термостатирующую рубашку. После этого продукт сжимается, и снимаются показания давления и объема.

Прибор устанавливается на трубопроводе и обеспечивает выполнение операций по отбору пробы с сохранением условий по давлению и температуре, изотермическому сжатию ее и определению, при этом, изменений объема пробы и давления в ней.

Краткое описание :
Для измерения (по аттестованной методике) объемного содержания свободного газа в нефти, используются при введении поправок в показания турбинных счетчиков и оценки качества сепарации нефти в нефтегазодобывающей отрасли промышленности. Диапазоны измерения: давления от 0 до 10 МПа; изменения вместимости пробоотборной камеры при сжатии пробы от 0 до 33 10^(-6) м3. Погрешности +- 0,1 МПа; +- 0,2 10^(-6) м3.

Блок контроля качества нефти БКН-К :
Предназначен для формирования и выдачи измерительной информации по плотности, влагосодержанию, вязкости, давлению и температуре перекачиваемой то-варной нефти, а также ручного и автоматического отбора объединенной пробы по ГОСТ 2517.
В блоке предусмотрена также возможность подключения переносного пикнометра для поверки плотномеров и устройства для определения свободного газа УОСГ-100М.

МИ 2575-2000 Государственная система обеспечения единства измерений

Государственный научный метрологический центр

ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ
ИНСТИТУТ РАСХОДОМЕТРИИ (ГНМЦ ВНИИР)
ГОССТАНДАРТА РОССИИ

Государственная система обеспечения единства измерений

Нефть. Остаточное газосодержание.

Методика выполнения измерений

МИ 2575-2000
(с учетом изменения № 1)

Дата введения 01.01.2000 г.

РАЗРАБОТАНА Научно-производственным центром СКПнефть

ИСПОЛНИТЕЛИ: Б.А. Баринов, Н.В. Батырева

РАЗРАБОТАНА Всероссийским научно-исследовательским институтом расходометрии (ВНИИР)

ИСПОЛНИТЕЛИ: В.П. Иванов, М.С. Немиров, И.И. Фишман, Т.Ф. Ибрагимов

АТТЕСТОВАНА Государственным научным метрологическим центром - Всероссийским научно-исследовательским институтом расходометрии, свидетельство № 4806-00 от 01 октября 1999 г.

ЗАРЕГИСТРИРОВАНА Всероссийским научно-исследовательским институтом метрологической службы 28 декабря 1999 г.

Настоящая рекомендация устанавливает методику выполнения измерений (МВИ) остаточного газосодержания, включающего остающийся в нефти после сепарации свободный и растворенный газ, в диапазонах:

1.2. Пределы основной относительной погрешности измерений растворенного газа: не более ± 0,1 м 3 /м 3.

2.1. При выполнении измерений свободного газа применяют прибор УОСГ-100 СКП (приложение А ).

2.2. При выполнении измерений растворенного газа применяют следующие средства измерений и вспомогательные устройства:

- автоматический лабораторный прибор АЛП-01 ДП (описание приведено в Приложении Б.1 );

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

- индивидуальный пробоотборник вместимостью не менее 230 мл (описание приведено в Приложении Б.2 );

Допускается применение других средств с аналогичными или лучшими метрологическими характеристиками.

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

3.1. Метод измерений свободного газа заключается в изотермическом сжатии до заданного давления отобранной пробы нефти, определении уменьшения ее объема и последующей обработке полученных данных.

3.2. Метод измерения растворенного газа заключается в герметичном отборе пробы, впрыске в измерительную камеру прибора дозированных порций нефти с созданием в камере термодинамического равновесия системы «нефть-газ» последовательно при различных соотношениях фаз так, чтобы равновесное давление было максимально приближено с большей и меньшей стороны к заданному, и последующей обработке полученных данных.

При выполнении измерений соблюдают требования безопасности, приведенные в паспортах на приборы УОСГ-100 СКП и АЛП-01 ДП.

Температура, влажность, скорость движения воздуха, содержание вредных веществ в рабочей зоне соответствуют ГОСТ 12.1.005 .

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

Отработанная нефть и промывочные жидкости сливают в специальные герметизированные сливные емкости.

Помещение, в котором проводят измерения, оборудуют средствами пожаротушения в соответствии с ГОСТ 12.4.009 .

К выполнению измерений допускают лиц (лаборантов или операторов), изучивших настоящую рекомендацию, приборы УОСГ-100 СКП, АЛП-01 ДП, индивидуальный пробоотборник, термостат и имеющих специальную подготовку по эксплуатации этих приборов.

6.1 При выполнении измерений свободного газа соблюдают следующие условия:

7.1. Подготовка к выполнению измерений

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

7.1.2. Перед началом измерений проверяют пробоотборную камеру на герметичность и наличие циркуляции через прибор.

7.1.2.1. Закрывают клапаны, поднимают давление в пробоотборной камере до 8 МПа, дают выдержку 30 мин (если давление в течение последующих 5 мин изменится не более чем на одно большое деление по манометру, то пробоотборная камера герметична).

7.1.2.2. Закрывают пробоотборные вентили на входе и выходе прибора (рис. А.2 ), дают выдержку 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).

7.1.3. Открывают пробоотборные вентили на входе и выходе прибора, снижают давление в пробоотборной камере отводом поршня до давления в трубопроводе.

7.1.4. Определяют коэффициент сжимаемости исследуемой нефти, выполняя следующие операции:

7.1.4.1. Открывают клапаны на приборе, отводят плунжер влево до упора, а затем по линейной шкале и лимбу устанавливают его в нулевое положение. При этом поток исследуемой нефти движется через пробоотборную камеру, минуя термостатирующую рубашку.

7.1.4.2. После 30 с выдержки проводят отбор пробы путем закрытия клапанов (рис. А.1 ).

7.1.4.3. Введением плунжера проводят сжатие пробы до давления 6 МПа, дают выдержку 15 мин, затем движением плунжера устанавливают стрелку манометра на ближайшем большом делении и фиксируют показания P ₁ и ∆ V ₁.

7.1.4.4. Проводят дальнейшее сжатие пробы до величины давления 10 МПа, дают выдержку 15 мин, затем движением плунжера устанавливают стрелку манометра на ближайшем большом делении и фиксируют показания P ₂ и ∆ V ₂.

7.1.4.5. Прибор приводят в исходное положение. При этом отводом поршня давление в камере снижают до давления в трубопроводе, а затем открывают клапаны и плунжер отводят до упора.

7.1.4.6. По полученным значениям Р₁. Р₂. ∆ V ₁. ∆ V ₂ проводят вычисление коэффициента сжимаемости нефти в пробоотборной камере прибора по формуле

7.3.4. Содержание свободного газа до 0,1 % включительно оценивается как его отсутствие.

8.1. Подготовка к выполнению измерений

8.1.1. Отбор нефти в индивидуальный пробоотборник

8.1.1.1. Подсоединяют пробоотборник с помощью шланга (15) через входной штуцер (1) (рис. Б.2 ) к имеющемуся заборному устройству.

8.1.1.2. Открывают входной вентиль (12) и вентиль на заборном устройстве.

8.1.1.3. Открывают выходной вентиль (13), сливают для промывки пробоотборника около 50 мл нефти и закрывают вентиль (13).

8.1.1.4. Движением штока (7) с поршнем (9) вверх до упора проводят отбор нефти и закрывают вентиль (12).

8.1.1.5. Если в пробоотборник попала свободная вода или газ, их выпускают через вентиль (13) и дозаполняют пробоотборник.

8.1.1.6. Закрывают вентиль на заборном устройстве и отсоединяют пробоотборник.

8.1.2. Подготовка прибора

8.1.2.1. В исходном состоянии прибор (рис. Б.1 ) подключен к сети 220 В, поршень (3) находится в крайнем нижнем положении, поршень (4) в крайнем верхнем положении, а вентиль (10) закрыт.

8.1.2.2. Подключить пробоотборник, заполненный анализируемым продуктом, через фильтр (15) к входному клапану (5) прибора, а к термостатирующей рубашке - термостат. При этом выход воды из термостата подсоединяется к штуцеру « Ñ », а вход - к штуцеру «∆» прибора. Установить требуемую температуру.

8.1.2.3. Включить прибор и дать выдержку 60 мин, при этом оставшееся до работы время (мин) будет индицироваться на табло.

8.1.2.4. Открыть выходной вентиль на пробоотборнике, движением поршня в нем создать давление несколько выше давления в газовой камере (9), открыть вентиль (10) настолько, чтобы через выходной клапан (6) можно было бы, перемещением поршня, слить очень тонкой струей нефть объемом 20 - 30 мл с поддержанием в пробоотборнике постоянного давления, после чего вентиль (10) закрыть.

8.1.2.5. В пробоотборнике, за счет перемещения поршня, создать давление несколько выше давления в газовой камере (9) и нефть подавать в дозировочную камеру до тех пор, пока давление в пробоотборнике резко не поднимется на 0,3 ¸ 0,5 МПа выше давления в газовой камере, что свидетельствует о полном заполнении дозировочной камеры.

8.1.2.6. Сбросить давление в пробоотборнике на 0,3 ¸ 0,5 МПа ниже давления в газовой камере.

8.1.2.7. После окончания прогрева прибора на табло появляется сообщение «ALP-01». Для выбора режима работы нажать кнопку «Ввод», при этом на табло появится сообщение «НАС. ПАР», приглашающее выбрать режим работы (рис. 1 ).

8.2. Выполнение измерений

8.2.1. Нажатием кнопки «Выб.» добиться появления сообщения «РАС. ГАЗ», войти в этот режим работы нажатием кнопки «Ввод», при этом загорится индикатор «Р.Г».

8.2.2. Нажать кнопку «∆». Если поршень находится в нижнем или промежуточном положении, то включится его перемещение вверх. Во время движения поршня мигает индикатор «∆» и достижение им верхнего положения индицируется загоранием индикатора «ВП».

8.2.3. После выполнения операций п. 8.2.2 на табло появится приглашение ввести значение соотношения фаз « V _г = 12.3», мигающий разряд ожидает ввода. Изменение вводимой цифры производится нажатием кнопок: «∆» - увеличение на единицу; « Ñ » - уменьшение на единицу. После установки необходимой цифры, она фиксируется нажатием кнопки «Ввод». Аналогично вводятся все остальные цифры заданного соотношения фаз.

Если необходимо изменить введенное число, то следует нажать кнопку «Вых.» и ввести новое значение V _г.

8.2.4. Нажатием кнопки « Ñ » включить перемещение поршня вниз. На табло сохраняется установленное значение К_г. о перемещении поршня сигнализирует мигание на табло знака «=» и индикатора « Ñ ».

8.2.5. После достижения поршнем заданного нижнего положения его движение останавливается и на табло появляется сообщение «Р =. ».

8.2.6. Открыть вентиль (10), нажать кнопку «Ввод», закрыть вентиль (10) и после истечения 1 сек. на табло появляется значение давления P ₁.

8.2.7. Нажатием кнопки «∆» привести поршень в верхнее положение, при этом происходит слив отработанной нефти, после достижения поршнем верхнего положения производится новое заполнение дозировочной камеры по п.п. 8.1.2.5. 8.1.2.6 .

В зависимости от того, на сколько давление P ₁ отличается от заданного Р₀. операции по п.п. 8.2.3 - 8.2.7 повторяют при последовательном уменьшении или увеличении величины соотношения фаз до тех пор, пока давления P _n-1 и Р _n с меньшей и большей стороны не будут максимально приближены к Р₀.

Определяют величину растворенного газа при заданных значениях давления Р₀ и температуре t ₀ по формулам

3. Принцип работы

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.

Определение содержания свободного газа в пробе производится по полученным значениям давления и изменению объема расчетным путем.

Общий вид прибора УОСГ-100 СКП

1 - пробоотборная камера; 2 - термостатирующая рубашка; 3 - клапанный узел;

4 - манометрический узел; 5 - плунжер; 6 - линейная шкала; 7 - визир; 8 - лимб; 9 - корпус

Схема подключения прибора УОСГ - 100 СКП к трубопроводу (вид сверху)

1 - прибор УОСГ - 100 СКП; 2 - подсоединительный шланг; 3 - трубопровод; 4 - задвижка (местное гидравлическое сопротивление); 5 - вентиль D_y 20 (R %»); 6 - болт М 16; 7 - входной и выходной штуцера; 8 - сливной клапан.

Прибор АЛП-01 ДП

1. Назначение прибора

1.1. Прибор предназначен для измерения содержания в нефти растворенного газа (МИ 2575-2000) и давления насыщенных паров (ДНП) нефти и нефтепродуктов (ГОСТ Р 8.601-2003 ).

1.2. Прибор применяется при оценке качества товарной и стабильности сырой нефтей, определении количества выделяющихся в резервуарах углеводородов и поправочных коэффициентов на наличие в нефти растворенного газа.

2. Технические данные

2.1. Диапазон измерения давления, кПа

320 ´ 300 ´ 220

3. Устройство прибора

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

3.2. Измерительный блок имеет в своем составе: дозировочную (1) и измерительную (2) камеры с подвижными поршнями (3, 4); входной (5) и выходной (6) клапаны; микровыключатели (7); узел турбулизации с газовой камерой (8), заполненной азотом, манометром (9) и вентилем (10); термостатирующую рубашку (11); датчик давления (12); электропривод (13); фильтр (15).

3.3 Узел управления (14) связан с электроприводом (13), датчиком давления (12) и микровыключателями (7). Он обеспечивает работу прибора в режимах измерений ДНП и растворенного газа.

Принципиальная схема прибора АЛП-01 ДП

Индивидуальный пробоотборник ИП-1

1. Технические характеристики

2. Устройство пробоотборника

2.1. Пробоотборник состоит из заборной камеры и пресса (рис. Б.2 ).

2.2. Заборная камера имеет в своем составе штуцер входной (1), нижнюю часть рабочего цилиндра (2), выполненную из оргстекла, верхнюю стальную часть цилиндра (3), штуцер выходной (10), манометр (11), вентиль входной (12), вентиль выходной (13) и опоры (14).

2.3. Пресс включает в себя: линейную шкалу (4), рукоятку (5), визир (6), шток (7), пружину (8) и поршень (9).

2.4. Подсоединяют пробоотборник с помощью шланга (15) через входной штуцер (1) к имеющемуся заборному устройству.

2.5. Открывают входной вентиль (12) и вентиль на заборном устройстве.

2.6. Открывают выходной вентиль (13), сливают для промывки пробоотборника около 50 мл нефти и закрывают вентиль (13).

2.7. Движением штока (7) с поршнем (9) вверх до упора проводят отбор нефти и закрывают вентиль (12).

2.8. Если в пробоотборник попала свободная вода или газ, их выпускают через вентиль (13), дозаполняют пробоотборник и отсоединяют его от заборного устройства.

2.9. Закрывают вентиль на заборном устройстве и отсоединяют пробоотборник.

2.10. Подсоединяют индивидуальный пробоотборник через фильтр к входному штуцеру прибора.

Индивидуальный пробоотборник ИП-1

РМГ 104-2010 ГСИ

Государственная система обеспечения единства измерений

Остаточное газосодержание
Методика измерений

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

Дата введения 2013-01-01

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"

Сведения о рекомендациях

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".

1 Область применения

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

- от 0,1 до 10% - по свободному газу;

- от 0,1 до 20 м /м - 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 смесей нефтей после сепарации.

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

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 °С до 60 °С с погрешностью не более 0,1 °С;

- 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:

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

Ознакомиться с документом вы можете, заказав бесплатную демонстрацию систем «Кодекс» и «Техэксперт».

Идет завершение процесса оплаты.

Полный текст документа будет доступен вам, как только оплата будет подтверждена.
После подтверждения оплаты, страница будет автоматически обновлена. обычно это занимает не более нескольких минут.

Приносим извинения за вынужденное неудобство.

Если денежные средства были списаны, но текст оплаченного документа предоставлен не был, обратитесь к нам за помощью: payments@kodeks.ru

Если процедура оплаты на сайте платежной системы не была завершена, денежные
средства с вашего счета списаны НЕ будут и подтверждения оплаты мы не получим.
В этом случае вы можете повторить покупку документа с помощью кнопки справа.

Платеж не был завершен из-за технической ошибки, денежные средства с вашего счета
списаны не были. Попробуйте подождать несколько минут и повторить платеж еще раз.

Если ошибка повторяется, напишите нам на spp@cntd.ru. мы разберемся.