ГОСТ Р 8.880-2015 Государственная система обеспечения единства измерений (ГСИ). Нефть сырая. Отбор проб из трубопровода

     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.

4.1.2.2 Сохранение представительности пробы на протяжении всего установленного периода перекачки сырой нефти, так как объемная доля воды в потоке сырой нефти может меняться случайным образом в широких пределах между началом и концом отбора проб. При прямом методе измерения массы сырой нефти частота отбора проб должна быть пропорциональна массовому расходу сырой нефти в трубопроводе. При косвенном методе измерения массы сырой нефти частота отбора проб должна быть пропорциональна объемному расходу сырой нефти в трубопроводе.

Допускается осуществлять отбор проб через заданные промежутки времени при условии изменения расхода сырой нефти в трубопроводе не более 10% среднего расхода сырой нефти в трубопроводе.

Объединенную пробу составляют автоматически из точечных проб, объем которых устанавливают от 1 до 20 см включительно, при ручном отборе проб допускается увеличивать объем точечной пробы, т.е. объем точечной пробы может быть более 20 см. Объем объединенной пробы должен быть достаточным для проведения лабораторных анализов.

Количество точечных проб при автоматическом отборе проб должно быть не менее 300, количество точечных проб при ручном отборе проб определяют при разработке методики отбора проб сырой нефти. Количество точечных проб может быть уменьшено, если это подтверждено при аттестации методики измерений массы сырой нефти.

4.1.2.3 Расчет условия изокинетичности, который должен быть приведен в проектной документации средств измерений количества и параметров сырой нефти или средств отбора проб.

Допускается отбирать пробу при средней линейной скорости потока сырой нефти через отверстие пробозаборного устройства, составляющей не менее половины или не более чем в два раза превышающей среднюю линейную скорость потока сырой нефти в трубопроводе.

В контуре отбора проб для контроля условия изокинетичности должен быть установлен расходомер с пределами допускаемой относительной погрешности измерения расхода не более ±5%.

4.1.2.4 Сохранение состава отобранной объединенной пробы при доставке ее в испытательную лабораторию и разделении на отдельные пробы для анализа лабораторными методами.

Перед тем, как разделить объединенную пробу сырой нефти из пробосборника и перенести отдельные пробы для анализа лабораторными методами, рекомендуется ее перемешать в пробосборнике. Для этого применяют активные смесители, вводимые непосредственно в пробосборник или замкнуто-контурные смесители, к которым присоединяется пробосборник.

4.2 Отбор пробы сырой нефти из потока нефтеводогазовой смеси

4.2.1 Допускается отбирать пробу сырой нефти из потока нефтеводогазовой смеси без предварительного отделения свободного газа.

4.2.2 Пробу из потока нефтеводогазовой смеси отбирают с использованием средств отбора пробы, которые могут располагаться как непосредственно в трубопроводе (см. рисунок А.4, приложение А), так и в контуре отбора проб (см. рисунок А.5, приложение А).

4.2.3 При пробковой структуре движения потока нефтеводогазовой смеси на входе в средства отбора проб рекомендуется размещать депульсатор (см. рисунки А.6 и А.7, приложение А).

4.2.4 В случае отбора проб сырой нефти из потока нефтеводогазовой смеси с содержанием объемной доли свободного газа более 50% средства отбора пробы располагают согласно схеме, показанной на рисунках А.8 и А.9 (приложение А).

4.2.5 При содержании свободного газа в потоке нефтеводогазовой смеси более 50% пробу сырой нефти из потока рекомендуется отбирать после отделения свободного газа от сырой нефти в сепараторе. При этом отбор пробы осуществляют в линии после сепаратора, по которой транспортируют сырую нефть.

4.2.6 При отборе объединенной пробы сырой нефти из потока нефтеводогазовой смеси частоту отбора точечных проб, объем точечной пробы, количество точечных проб определяют при разработке методики отбора проб сырой нефти.