ГОСТ Р 8.880-2015

     

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Государственная система обеспечения единства измерений

НЕФТЬ СЫРАЯ

Отбор проб из трубопровода

State system for ensuring the uniformity of measurements. Crude oil. Pipeline sampling

ОКС 17.060

Дата введения 2016-01-01

Предисловие

1 РАЗРАБОТАН Межрегиональным Открытым акционерным обществом "Нефтеавтоматика" (ОАО "Нефтеавтоматика"), Обособленным подразделением Головной научный метрологический центр ОАО "Нефтеавтоматика" в г.Казань (ОП ГНМЦ ОАО "Нефтеавтоматика"), Научно-производственным обществом "Новые технологии эксплуатации скважин" (ООО НПО "НТЭС")

2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 024 "Метрологическое обеспечение добычи и учета углеводородов"

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 27 марта 2015 г. N 194-ст

4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

5 ПЕРЕИЗДАНИЕ. Март 2019 г.

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.gost.ru)  

     1 Область применения

Настоящий стандарт устанавливает методики автоматического отбора проб сырой нефти из потока сырой нефти (нефтеводогазовой смеси) в трубопроводе. Настоящий стандарт соответствует стандартам [1] и [2] в части соблюдения принципов автоматического отбора проб из трубопроводов.     

Настоящий стандарт применяют при разработке методик измерений массы сырой нефти, систем измерений количества и параметров сырой нефти, в том числе измерительных установок и аттестации методик 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 12.4.034 Система стандартов безопасности труда. Средства индивидуальной защиты органов дыхания. Классификация и маркировка

ГОСТ 166 (ИСО 3599-76) Штангенциркули. Технические условия

ГОСТ 1770 (ИСО 1042-83, ИСО 4788-80) Посуда мерная лабораторная стеклянная. Цилиндры, мензурки, колбы, пробирки. Общие технические условия

ГОСТ 14254 (IEC 60529:2013) Степени защиты, обеспечиваемые оболочками (Код IP)

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 стандарта 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 аттестация методики отбора проб: Исследование применяемых средств отбора проб, оценка погрешности отбора представительной пробы, подтверждение соответствия методики отбора проб установленным требованиям настоящего стандарта и методики измерения количества и параметров сырой нефти, в которой применяют отбор проб.

3.2 депульсатор: Устройство, которое позволяет преобразовать пробковую структуру потока нефтеводогазовой смеси в структуру потока без пульсаций расхода или со значительным снижением пульсаций.

3.3 контур отбора проб: Обводной трубопровод, отведенный от основного трубопровода через пробозаборное устройство. В обводном трубопроводе устанавливают средства отбора проб.

3.4 контроллер (блок управления): Устройство, входящее в состав автоматического пробоотборника и задающее частоту отбора проб пропорционально времени или расходу сырой нефти в трубопроводе и количеству точечных проб.

3.5 методика отбора проб: Совокупность конкретно описанных операций, выполнение которых обеспечивает получение представительных проб сырой нефти. Методику отбора проб оформляют отдельным документом либо включают структурным элементом в методику измерений массы сырой нефти.

3.6 нефтеводогазовая смесь: Необработанная сырая нефть, содержащая свободный газ.

3.7

3.8 объединенная проба: Сумма точечных проб, отобранных пробоотборником из потока сырой нефти (нефтеводогазовой смеси) за время перекачки.

3.9 однородный поток сырой нефти: Поток сырой нефти, при котором значение объемной доли воды одинаково в каждой точке поперечного сечения потока в трубопроводе.

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

3.11 пробковая структура движения потока нефтеводогазовой смеси: Динамическая структура движения потока нефтеводогазовой смеси, которая характеризуется пульсациями давления и скорости и периодическим чередованием движения объемов, в которых поочередно преобладает доля газовой фазы (свободного газа) или жидкой фазы нефтеводогазовой смеси.

3.12 погрешность отбора объединенной пробы: Составляющая погрешности методики измерений количества сырой нефти, которая является отклонением значения, характеризующего содержание воды в сырой нефти в отобранной объединенной пробе, от значения, характеризующего содержание воды в сырой нефти в общем объеме сырой нефти, перекачанной по трубопроводу за время формирования объединенной пробы.

3.13 поточный преобразователь: Измерительный преобразователь, предназначенный для измерений физико-химических параметров сырой нефти в динамическом режиме в потоке измеряемой среды.

3.14 пробозаборное устройство (зонд): Устройство, установленное в трубопроводе и предназначенное для отвода части потока сырой нефти (нефтеводогазовой смеси) из трубопровода через контур отбора проб к пробоотборнику и/или поточному преобразователю.

3.15 пробоотборник: Устройство, предназначенное для отбора пробы из потока сырой нефти (нефтеводогазовой смеси) в трубопроводе.

3.15.1 автоматический пробоотборник: Устройство для автоматического отбора представительной пробы из потока сырой нефти (нефтеводогазовой смеси) из трубопровода, которое включает в себя разделительное устройство, регулятор объема точечной пробы, пробосборник и контроллер.

3.15.2 ручной пробоотборник: Устройство для ручного отбора проб сырой нефти (нефтеводогазовой смеси), транспортируемой по трубопроводу, состоящее из разделительного устройства и пробосборника.

3.16 пробосборник (контейнер): Емкость, подсоединенная к пробоотборнику, предназначенная для накопления и хранения пробы, отобранной пробоотборником.

3.17 пропорциональная потоку проба: Объединенная проба, отобранная из трубопровода за установленное время перекачки сырой нефти (нефтеводогазовой смеси) и составленная из точечных проб, отобранных с частотой, пропорциональной массовому или объемному расходу сырой нефти (нефтеводогазовой смеси).

3.18 работа с пробой: Подготовка, извлечение, разделение и транспортирование пробы из пробосборника в аппаратуру испытательной лаборатории, в которой ее будут анализировать.

3.19 разделительное устройство: Устройство, входящее в состав пробоотборника, предназначенное для отбора точечной пробы сырой нефти (нефтеводогазовой смеси), поступающей в пробосборник через пробозаборное устройство или непосредственно из трубопровода.

3.20

3.21 регулятор объема точечной пробы: Устройство, входящее в состав пробоотборника, предназначенное для изменения объема точечной пробы, которую отбирает пробоотборник.

3.22 свободный нефтяной газ: Смесь углеводородных газов, выделившихся из сырой нефти в процессе ее добычи, транспортирования, подготовки и находящихся в свободном состоянии.

3.23 сепаратор: Устройство, предназначенное для разделения нефтеводогазовой смеси на две фазы - свободный газ и сырую нефть.

3.24 смеситель: Устройство, предназначенное для перемешивания сырой нефти (нефтеводогазовой смеси) перед местом установки пробозаборного устройства для создания однородной смеси внутри трубопровода.

3.24.1 активный смеситель: Смеситель, работающий от внешнего источника энергии, необходимой для перемешивания сырой нефти (нефтеводогазовой смеси).

3.24.2 пассивный смеситель: Смеситель, расположенный в трубопроводе и не имеющий движущихся частей, работа которого зависит от кинетической энергии потока сырой нефти (нефтеводогазовой смеси).

3.25 средства отбора проб: Комплекс средств, предназначенных для отбора представительной пробы сырой нефти, отобранной из потока сырой нефти (нефтеводогазовой смеси), который может включать в себя смеситель, пробозаборное устройство, автоматический и ручной пробоотборники, расходомер в контуре отбора проб, насосы для создания расхода сырой нефти (нефтеводогазовой смеси) в контуре отбора проб и другие технические средства.

3.26

3.27 точечная проба: Порция сырой нефти, извлеченная из потока сырой нефти (нефтеводогазовой смеси), движущейся в трубопроводе, при одном срабатывании разделительного устройства пробоотборника.

3.28 условие изокинетичности: Равенство средней линейной скорости сырой нефти (нефтеводогазовой смеси) во входном канале пробозаборного устройства средней линейной скорости сырой нефти (нефтеводогазовой смеси) в трубопроводе.

3.29

     4 Общие принципы отбора проб

4.1 Отбор пробы сырой нефти из потока сырой нефти

4.1.1 Средства отбора проб, входящие в состав систем измерений количества и параметров сырой нефти и используемые при определении параметров сырой нефти в трубопроводе, располагают непосредственно в трубопроводе (см. рисунок А.1, приложение А) или в контуре отбора проб (см. рисунки А.2 и А.3, приложение А).

Контур отбора проб выполняют по насосной схеме (см. рисунок А.2, приложение А) или безнасосной схеме (см. рисунок А.3, приложение А). Безнасосную схему применяют в случае возможности возврата сырой нефти в трубопровод с меньшим давлением.

4.1.2 Отбор представительных проб обеспечивают соблюдением следующих условий:

4.1.2.1 Идентичность физико-химического состава объединенной пробы, отобранной из трубопровода, среднему составу сырой нефти по всему поперечному сечению трубопровода в месте установки пробозаборного устройства и в момент отбора точечных проб. Для выполнения этого условия необходимо обеспечить:

- однородное распределение воды в сырой нефти по площади поперечного сечения трубопровода;

- применение пробозаборных устройств щелевого типа, прошедших экспертизу.

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%.

Объемное содержание воды в верхней и нижней точках горизонтального трубопровода определяют не менее чем в 20 мм от верхней и нижней стенок трубы.

Перед вводом системы измерений количества и параметров сырой нефти в промышленную эксплуатацию в месте установки пробозаборного устройства определяют однородность распределения воды в поперечном сечении трубопровода. Методы и средства контроля распределения воды в поперечном сечении трубопровода описаны в приложении Б.