ГОСТ Р 8.1010-2022

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Государственная система обеспечения единства измерений

МАССОВАЯ ДОЛЯ ВОДЫ В НЕФТЕГАЗОВОДЯНОЙ СМЕСИ

Требования к методикам (методам) измерений

State system for ensuring the uniformity of measurements. Mass fraction of water in oil-gas-water mixture. Requirements to procedures (methods) of measurements

ОКС 75.040

Дата введения 2022-10-01

Предисловие

1 РАЗРАБОТАН Всероссийским научно-исследовательским институтом расходометрии - филиалом Федерального государственного унитарного предприятия "Всероссийский научно-исследовательский институт метрологии им.Д.И.Менделеева" (далее - ВНИИР - филиал ФГУП "ВНИИМ им.Д.И.Менделеева")

2 ВНЕСЕН Управлением метрологии Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 14 сентября 2022 г. N 923-ст

4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Правила применения настоящего стандарта установлены в статье 26 Федерального закона от 29 июня 2015 г. N 162-ФЗ "О стандартизации в Российской Федерации". Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном (по состоянию на 1 января текущего года) информационном указателе "Национальные стандарты", а официальный текст изменений и поправок - в ежемесячном информационном указателе "Национальные стандарты". В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ближайшем выпуске ежемесячного информационного указателя "Национальные стандарты". Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет (www.rst.gov.ru)

     1 Область применения

Настоящий стандарт устанавливает требования к методикам (методам) измерений массовой доли воды в нефтегазоводяной смеси, реализующих лабораторные методы количественного определения содержания воды в дегазированной нефти, а также порядок и объем метрологических исследований при их аттестации.

Настоящий стандарт распространяется на методики (методы) измерений массовой доли воды в нефтегазоводяной смеси, применяемые в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений.

     2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 12.1.005 Система стандартов безопасности труда. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны

ГОСТ 1770 Посуда мерная лабораторная стеклянная. Цилиндры, мензурки, колбы, пробирки. Общие технические условия

ГОСТ 2477 Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды

ГОСТ 2517 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб

ГОСТ 2603 Реактивы. Ацетон. Технические условия

ГОСТ 2768 Ацетон технический. Технические условия

ГОСТ 4517 Реактивы. Методы приготовления вспомогательных реактивов и растворов, применяемых при анализе

ГОСТ 5789 Реактивы. Толуол. Технические условия

ГОСТ 6709 Вода дистиллированная. Технические условия

_______________

В Российской Федерации действует ГОСТ Р 58144-2018.

ГОСТ 8505 Нефрас-С 50/170. Технические условия

ГОСТ 14710 Толуол нефтяной. Технические условия

ГОСТ 25336 Посуда и оборудование лабораторные стеклянные. Типы, основные параметры и размеры

ГОСТ OIML R 76-1 Государственная система обеспечения единства измерений. Весы неавтоматического действия. Часть 1. Метрологические и технические требования. Испытания

ГОСТ Р 8.563 Государственная система обеспечения единства измерений. Методики (методы) измерений

ГОСТ Р 8.615 Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования

ГОСТ Р 8.880 Государственная система обеспечения единства измерений. Нефть сырая. Отбор проб из трубопровода

ГОСТ Р 54284 Нефти сырые. Определение воды кулонометрическим титрованием по Карлу Фишеру

ГОСТ Р 58144 Вода дистиллированная. Технические условия

Примечание - При пользовании настоящим стандартом 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 ежегодному информационному указателю "Национальные стандарты", который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя "Национальные стандарты" за текущий год. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого стандарта с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого документа с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку.

     3 Термины и определения

В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 водонефтяная эмульсия: Система "вода-нефть", в которой одна из жидкостей диспергирована в другую.

3.2 нефтегазоводяная смесь: Смесь, извлеченная из недр, содержащая углеводороды широкого физико-химического состава, попутный нефтяной газ, воду, минеральные соли, механические примеси и другие химические соединения.

3.3 (дегазированная) нефть: Нефть, содержащая воду во взвешенном и/или в свободном состоянии, освобожденная от растворенного и свободного газа при атмосферном давлении.

3.4 представительная проба нефтегазоводяной смеси: Объединенная проба нефтегазоводяной смеси, извлеченная из потока нефтегазоводяной смеси (движущейся в трубопроводе) и содержащая компоненты нефтегазоводяной смеси в той же самой пропорции, в которой они присутствуют в общем объеме нефтегазоводяной смеси, перекачанной через трубопровод за установленное время.

3.5 проба для измерений: Часть отобранной пробы, взятая для проведения измерений содержания воды в нефти, содержащая компоненты в тех же пропорциях, в которой они присутствуют в общем объеме пробы.

     4 Метод определения массовой доли воды в нефтегазоводяной смеси

Массовую долю воды в нефтегазоводяной смеси определяют косвенным методом с учетом результатов определения массовой доли свободного и растворенного газа в нефтегазовой смеси и определения содержания воды в нефти. Содержание воды в нефти устанавливают в лаборатории по методам, указанным в данном разделе. Массовую долю свободного и растворенного газа в нефтегазовой смеси определяют по методикам измерений, аттестованным и утвержденным в соответствии с Порядком аттестации методик измерений [1] и ГОСТ Р 8.563.

     5 Лабораторные методы измерений количественного определения содержания воды в нефти, реализуемые в методиках измерений массовой доли воды в нефтегазоводяной смеси

     5.1 Метод термохимического отстоя

Метод термохимического отстоя применяют для нефти с содержанием воды от 10% до 95%.

Сущность метода заключается в отстаивании подогретой нефти с добавлением деэмульгатора до образования границы раздела фаз "нефть-вода" и последующего измерения соотношения объемов воды и нефти.

Примечание - Метод применяют только в случае нестойких водонефтяных эмульсий.

     5.2 Комбинированный метод

Комбинированный метод применяют для нефти с содержанием воды от 10% до 95%.

Сущность метода заключается в отстаивании подогретой нефти с добавлением деэмульгатора до образования границы раздела фаз "нефть-вода" с последующим отделением воды от нефти, с установлением количества отделенной воды и отделившейся нефти и с определением остаточного содержания воды, содержащейся во взвешенном состоянии в отделившейся нефти, методом дистилляции по ГОСТ 2477 либо методом титрования по Карлу Фишеру (для кулонометрического титрования по ГОСТ Р 54284).

     5.3 Метод титрования Карла Фишера (кулонометрический и волюмометрический методы титрования)

Кулонометрический метод титрования Карла Фишера применяют для нефти с содержанием воды от 0,02% до 5,00%, волюмометрический метод титрования Карла Фишера - для нефти с содержанием воды от 0,01% до 10,00%.

Сущность метода определения количества воды в нефти состоит в титровании пробы нефти титрантом, представляющим собой раствор йода и диоксид серы в присутствии основания и спирта (в присутствии воды происходит окисление йода до йодида). При применении волюметрического метода определения количества воды в нефти йодсодержащий титрант постепенно добавляется в пробу нефти, а при использовании кулонометрического метода по ГОСТ Р 54284 йод электролитически генерируется в растворе. После вступления в химическую реакцию с йодом всей воды, содержащейся в пробе нефти, титрование прекращается. Количество воды в пробе нефти в волюметрическом методе определяют по объему йодсодержащего реактива, необходимого для завершения химической реакции, а в кулонометрическом методе - по количеству тока, потребленного для генерации йода в количестве, необходимом для завершения химической реакции.

     6 Требования к методикам измерений

     6.1 Требования к погрешности измерений массовой доли воды в нефтегазоводяной смеси

Пределы допускаемой погрешности результата измерений содержания воды в нефтегазоводяной смеси не должны превышать:

- (0,04·W+1,0)% - при проведении измерений методом термохимического отстоя и комбинированным методом в диапазоне измерений от 10,0% до 40,0%;

- (-0,035·W+4,0)% - при проведении измерений методом термохимического отстоя и комбинированным методом в диапазоне измерений свыше 40,0% до 60,0%;

- (-0,02·W+3,1)% - при проведении измерений методом термохимического отстоя и комбинированным методом в диапазоне измерений свыше 60,0% до 90,0%;

- (-0,126·W+12,64)% - при проведении измерений методом термохимического отстоя и комбинированным методом в диапазоне измерений свыше 90,0% до 95,0%;

- (0,12·W)% - при проведении измерений методом титрования Карла Фишера в диапазоне измерений от 0,01% до 10,0%,

где W - значение массовой доли воды в нефти, %.

Примечания

1 При содержании воды в нефти свыше 95% погрешность измерений массовой доли воды в нефти не нормирована.

2 В настоящем стандарте диапазоны измерений методов сужены исходя из целесообразности применения этих методов для тех или иных диапазонов содержания воды в нефти.

     6.2 Требования к документам на методики измерений массовой доли воды в нефтегазоводяной смеси

6.2.1 Методики измерений массовой доли воды в нефтегазоводяной смеси оформляют в виде отдельного документа в соответствии с требованиями ГОСТ Р 8.563.

6.2.2 В документе, регламентирующем методику измерений массовой доли воды в нефтегазоводяной смеси, указывают приведенные в 6.2.2.1, 6.2.2.2 характеристики погрешности измерений.

6.2.2.1 Погрешность измерений массовой доли воды в нефти для лабораторного метода:

- систематическая погрешность измерений массовой доли воды в нефти, представленная в виде линейной или квадратичной функциональной зависимости погрешности от значения массовой доли воды в нефти;

- доверительные границы погрешности результата измерений массовой доли воды в нефти (для уровня доверительной вероятности 0,95), представленные в виде линейной или квадратичной функциональной зависимости погрешности от значения массовой доли воды в нефти.

6.2.2.2 В методике измерений должны быть приведены следующие условия измерений, влияющие на характеристики точности измерений:

- диапазон измерений массовой доли воды в нефтегазоводяной смеси;

- средства измерений и вспомогательные устройства, применяемые при отборе, подготовке и проведении измерений;

- процедура и условия подготовки пробы к проведению измерений;

- процедура и условия проведения измерений.