Приложение В (рекомендуемое). Программа аттестации методики отбора проб

Приложение В
(рекомендуемое)

Программа
аттестации методики отбора проб

В.1 Настоящая программа предназначена для аттестации методики отбора проб сырой нефти, применяемой в системах измерений количества и параметров сырой нефти, в том числе в измерительных установках.

При проведении аттестации методики отбора проб сырой нефти выполняют операции, указанные в таблице В.1.

Таблица В.1

Наименование операции	Ссылка на пункт методики аттестации	Сведения о средствах измерений и оборудован пи. применяемых при аттестации
1 Экспертиза эксплуатационной документации средств отбора проб	2.1	-
2 Внешний осмотр средств отбора проб и проверка их работоспособности	2.2	-
3 Измерение геометрических размеров пробозаборных устройств	2.3	Штангенциркуль по ГОСТ 166 с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более 0,1 мм
4 Экспериментальная проверка соблюдения условия изокинетичности в диапазоне возможного изменения расхода сырой нефти (нефтеводогазовой смеси)	2.4	Расходомеры в составе системы измерений количества и параметров сырой нефти и в составе средств отбора проб
5 Экспериментальное определение распределения воды в поперечном сечении трубопровода в месте установки пробозаборного устройства	2.5	Средства измерения объемного содержания воды в сырой нефти в верхней и нижней точках поперечного сечения трубопровода
6 Экспериментальное определение отклонения объема объединенной пробы, собранной в автоматическом пробоотборнике, от заданного объема	2.6	Цилиндр 1-2000-2 по ГОСТ 1770
7 Оценка погрешности отбора объединенной пробы за счет дискретного отбора точечных проб	2.8	Поточный влагомер и расходомеры из состава систем измерений количества и параметров сырой нефти. Компьютер с соответствующим программным обеспечением

В.2 Проведение аттестации

В.2.1 Экспертиза эксплуатационной документации на средства отбора проб

Экспертиза эксплуатационной документации заключается в анализе документации с целью определения возможности применения средств отбора проб в соответствии с требованиями настоящего стандарта.

В.2.2 Внешний осмотр средств отбора проб и проверка работоспособности

При внешнем осмотре устанавливают соответствие средств отбора проб следующим требованиям:

- комплектность соответствует эксплуатационной документации;

- на средствах отбора проб отсутствуют механические повреждения и дефекты покрытия.

Проверка работоспособности заключается в следующем;

- проверка возможности изменения объема точечных проб с помощью регулятора автоматического пробоотборника;

- проверка срабатывания автоматического пробоотборника от сигналов расходомеров, входящих в состав системы измерений количества и параметров сырой нефти;

- проверка срабатывания автоматического пробоотборника от сигналов, пропорциональных времени.

В.2.3 Измерение геометрических размеров пробозаборного устройства

С помощью штангенциркуля измеряют размеры пробозаборного устройства, которые должны соответствовать паспортным данным.

В.2.4 Экспериментальная проверка соблюдения условия изокинетичности в диапазоне возможного изменения расхода сырой нефти

Вычисляют объемный расход сырой нефти через пробозаборное устройство для минимального и максимального объемных расходов сырой нефти (нефтеводогазовой смеси) в трубопроводе по формуле

,

(В.1)

где - объемный расход на входе в пробозаборное устройство, ;

- объемный расход в трубопроводе в месте отбора проб, ;

- площадь входного поперечного сечения пробозаборного устройства, ;

- площадь поперечного сечения трубопровода, .

Поочередно устанавливают минимальный и максимальный объемные расходы сырой нефти в трубопроводе. Каждый раз измеряют расход сырой нефти а контуре отбора проб расходомером из состава средств отбора проб.

Среднее значение может отличаться от расчетного в два раза в большую или меньшую сторону.

В.2.5 Экспериментальное определение равномерности распределения воды в поперечном сечении трубопровода в месте установки пробозаборного устройства

Измеряют разницу между объемными долями воды в сырой нефти в верхней и нижней точках поперечного сечения трубопровода.

Поток сырой нефти в точке отбора пробы считают однородным по площади поперечного сечения трубопровода, если отношение объемного содержания воды в сырой нефти в верхней точке (%) поперечного сечения трубопровода к объемному содержанию воды в сырой нефти в нижней точке (%) поперечного сечения трубопровода находится в пределах диапазона от 0,9% до 1,1%. Таким образом, должно выполняться условие 0,9% < < 1,1%.

В.2.6 Экспериментальное определение отклонения объема объединенной пробы, отобранной автоматическим пробоотборником, от заданного объема

По установленному объему точечных проб q, , и заданному объему объединенной пробы Q, , вычисляют количество точечных проб N

.

(В.2)

Далее включают автоматический пробоотборник для автоматического отбора пробы, состоящей из точечных проб объемом q в количестве, равном вычисленному числу N. После отбора объединенной пробы ее сливают из пробоотборника и измеряют фактический объем с помощью измерительного цилиндра по ГОСТ 1770.

Относительная погрешность объема объединенной пробы сырой нефти не должна превышать 2,5%.

В.2.7 Оценка погрешности отбора объединенной пробы за счет дискретности отбора точечных проб

В системе измерений количества и параметров сырой нефти, где установлен автоматический пробоотборник, проводят измерения среднего содержания объемной доли воды в сырой нефти поточным влагомером за время t в течение смены.

Определяют среднее значение объемной доли воды в объединенной пробе , %, которая бы отбиралась автоматическим пробоотборником за время t в эту же смену при заданном количестве точечных проб m (не менее 300). Для этого в момент отбора автоматическим пробоотборником точечной пробы сырой нефти поточным влагомером фиксируют объемную долю воды , %, с помощью системы обработки информации, входящей в состав системы измерений количества и параметров сырой нефти, через равные массы сырой нефти . Среднее значение объемной доли воды, %, вычисляют по формуле

,

(В.3)

где - значение объемной доли воды в точечных пробах, %;

j - порядковый номер измерения объемного содержания воды в водонефтяной смеси поточным влагомером в момент отбора точечной пробы ручным пробоотборником;

m - количество точечных проб.

Погрешность отбора проб объединенной пробы сырой нефти автоматическим пробоотборником за счет дискретного отбора точечных проб , %, вычисляют по формуле

.

(B.4)

Для выбранного количества точечных проб должно выполняться условие

,

(В.5)

где - пределы допускаемой абсолютной погрешности определения объемной доли воды поточным влагомером, %.