На главную
На главную

Рекомендация. ГСИ. Содержание капельной жидкости в потоке природного и попутного газа. Методика выполнения измерений

Рекомендация устанавливает методику выполнения измерений содержания капельной жидкости в потоке природного и попутного газа. МВИ предназначена для измерений массы капельной жидкости, содержащейся в единице объема газа, приведенного к температуре 20 градусов Цельсия и давлению 0,101325 МПа. Диапазон измерений по данной методике от 2 до 5000 мг/м3. МВИ применяют для оценки качества газа в процессе подготовки и сепарации, и определении потерь нефти при ее добыче из-за уноса газом.

Обозначение: МИ 3270-2010
Название рус.: Рекомендация. ГСИ. Содержание капельной жидкости в потоке природного и попутного газа. Методика выполнения измерений
Статус: действует
Дата актуализации текста: 05.05.2017
Дата добавления в базу: 01.09.2013
Дата введения в действие: 01.06.2010
Утвержден: 21.01.2010 ФГУП ВНИИР
Ссылки для скачивания:

МИНИСТЕРСТВО ПРОМЫШЛЕННОСТИ
И ТОРГОВЛИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО
ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ УНИТАРНОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ

ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ
РАСХОДОМЕТРИЯ (ФГУП ВНИИР)

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НАУЧНЫЙ МЕТРОЛОГИЧЕСКИЙ ЦЕНТР

УТВЕРЖДАЮ

Зам. Директора ФГУП ВНИИР

По научной работе направления 1

___________ И.И. Фишман

«21» 01 2010 г.

РЕКОМЕНДАЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

СОДЕРЖАНИЕ КАПЕЛЬНОЙ ЖИДКОСТИ
В ПОТОКЕ ПРИРОДНОГО И ПОПУТНОГО ГАЗА

Методика выполнения измерений

МИ 3270-2010

Казань 2010

ПРЕДИСЛОВИЕ

1 РАЗРАБОТАНА ООО Научно-производственным центром «СКПнефть»

ИСПОЛНИТЕЛИ Баринов Б.А., к.т.н.; Малинин А.В., к.т.н.

РАЗРАБОТАНА Федеральным государственным унитарным предприятием «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии» (ФГУП ВНИИР)

ИСПОЛНИТЕЛИ Сладовский А.Г., Ибрагимов Т.Ф.

РАЗРАБОТАНА ОАО «Сургутнефтегаз»

ИСПОЛНИТЕЛИ Михеев Н.А., Баев Ф.А.

2 УТВЕРЖДЕНА Федеральным государственным унитарным предприятием «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии» (ФГУП ВНИИР) «21» января 2010 г.

3 АТТЕСТОВАНА Федеральным государственным унитарным предприятием «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии» (ФГУП ВНИИР) «21 « января 2010 г.

4 ЗАРЕГИСТРИРОВАНА Федеральным государственным унитарным предприятием «Всероссийский научно-исследовательский институт метрологической службы» (ФГУП ВНИИМС) «17» марта 2010 г.

5 ВВЕДЕНА ВПЕРВЫЕ

СОДЕРЖАНИЕ

1 Вводная часть. 2

2 Требования к погрешности измерений. 2

3 Средства измерений и вспомогательное оборудование. 2

4 Метод измерения. 3

5 Требования безопасности, охраны окружающей среды.. 3

6 Требования к квалификации операторов. 3

7 Условия измерений. 4

8 Подготовка к выполнению измерений. 4

9 Выполнение измерений. 5

10 Обработка результатов измерения. 6

11 Контроль точности результатов измерений. 6

12 Оформление результатов. 6

Приложение А (обязательное) Пробозаборник ИКЖ-3. 7

Приложение Б (справочное) Расчет погрешности измерения содержание капельной жидкости в потоке природного и попутного газа. 9

Приложение В (справочное) Перечень нормативных документов, использованных при разработке МВИ.. 9

 

Государственная система обеспечения единства измерений

Содержание капельной жидкости в потоке природного и попутного газа
Методика выполнения измерений

МИ 3270-2010

1 Вводная часть

Настоящая рекомендация устанавливает методику выполнения измерений (далее - МВИ) содержания капельной жидкости в потоке природного и попутного газа (далее - газ).

МВИ предназначена для измерений массы капельной жидкости, содержащейся в единице объема газа, приведенного к температуре 20 °С и давлению 0,101325 МПа (далее - стандартные условия).

Диапазон измерений по данной методике от 2 до 5000 мг/м3.

МВИ применяют для оценки качества газа в процессе подготовки и сепарации, и определении потерь нефти при ее добыче из-за уноса газом.

2 Требования к погрешности измерений

Границы допускаемой относительной погрешности измерений по данной методике ± 10 % при доверительной вероятности 0,95.

3 Средства измерений и вспомогательное оборудование

3.1 При выполнении измерений применяют следующие средства измерений и другие технические средства:

3.1.1 Счетчик газа NPM - G4 по ТУ 4213-004-45737844-01 с пределами допускаемой относительной погрешности ± 3 %;

3.1.2 Манометр МПЗ-Уф, с верхним пределом измерений 0,6 кгс/см2, кл. т. 1,5 по ТУ 421200-389-0411113635-04;

3.1.3 Термометр ТЛ-2К № 1 по ТУ 25-2022.0006-90, с диапазоном измерения от минус 30 до плюс 70 °С и ценой деления 1,0 °С;

3.1.4 Весы лабораторные микрокомпьютерные с диапазоном измерения 20 ... 200 г, и пределами допускаемой абсолютной погрешности ± 5 мг;

3.1.5 Пробозаборник ИКЖ-3 по ТУ 39-1034-85 (Приложение А);

3.1.6 Индикатор расхода (ротаметр ЭМИС-МЕТА 210 по ТУ 4213-028-14145564-2009);

3.1.7 Барометр-анероид контрольный М-67 по ТУ 2504-1797-75;

3.1.8 Шкаф сушильный с верхним пределом регулирования температуры 150 °С по ТУ 64-1-1411-76;

3.1.9 Гексан ч.д.а. по ТУ 2631-003-05807999-98;

3.1.10 Кальций хлористый безводный по ТУ 6-09-4711-81;

3.1.11 Стакан В-1-250 ТХС ГОСТ 25336;

3.1.12 Вставка для эксикатора 1-230 ГОСТ 9147;

3.1.13 Эксикатор 2-250 ГОСТ 25336-82;

3.1.14 Фильтровальный патрон с площадью фильтрации не менее 50 см2 (10 слоев ткани фильтровальной из стекловолокна ТСФ (7-А)-7с(90)) по ГОСТ 10146;

3.1.15 Пакеты полиэтиленовые с замком zip-lock и размером 12´17 см.

3.2 Допускается применение других средств измерений, метрологические характеристики которых не уступают указанным в п. 3.1.

3.3 Все применяемые средства измерений должны быть внесены в Государственный реестр средств измерений и иметь действующие свидетельства (клейма) о поверке, а вспомогательное оборудование проверено на работоспособность.

4 Метод измерения

Измерение содержания капельной жидкости в потоке газа выполняют методом фильтрации.

Суть метода заключается в измерении массы жидкости, уловленной фильтрующим элементом пробозаборника ИКЖ-3, при истечении через него фиксированного количества газа.

5 Требования безопасности, охраны окружающей среды

5.1 При выполнении измерений соблюдают требования в области охраны труда и промышленной безопасности:

- ПБ 08-624-2003 «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности»;

- ФЗ «Об основах охраны труда в Российской Федерации» № 181-РФ от 17.07.1999 г.

- приведенные в паспортах на средства измерений и вспомогательное оборудование в области пожарной безопасности:

- «Правила пожарной безопасности в Российской Федерации», 1994 г.

в области охраны окружающей среды:

- ФЗ от 10.01.2002 г. № 7-ФЗ «Об охране окружающей среды» и других законодательных актов по охране окружающей среды, действующих на территории РФ.

5.2 Участок газопровода с измерительным сечением должен быть оборудован рабочей площадкой и лестницей к ней. Площадка и лестница должны быть защищены заградительными устройствами и освещены. На площадке необходимо предусмотреть место для хранения и размещения измерительной аппаратуры; размер площадки должен обеспечивать возможность удобной и безопасной работы обслуживающего персонала численностью не менее двух человек.

6 Требования к квалификации операторов

К выполнению измерений допускают лиц, изучивших настоящую рекомендацию, инструкции по эксплуатации средств измерений и вспомогательного оборудования и прошедшие инструктаж по технике безопасности.

7 Условия измерений

При выполнении измерений соблюдают следующие условия:

- температура окружающей среды, °С

от минус 30

до плюс 35;

- температура исследуемого газа, °С

от минус 30

до плюс 70;

- диаметр газопровода, мм

от 65 до 700;

- давление в газопроводе, МПа

от 0,105 до 4,0;

- скорость газа в трубопроводе, м/с

от 1 до 30;

- отбор пробы в пробоотборник ИКЖ-3 производят при установившемся технологическом режиме (по расходу, температуре и давлению газа в газопроводе).

8 Подготовка к выполнению измерений

8.1 Подготовка пробоотборной точки

8.1.1 Место для монтажа пробозаборника ИКЖ-3 рекомендуется выбирать на вертикальном участке газопровода.

8.1.2 Пробоотборную точку следует располагать на прямом участке газопровода, на расстоянии от изгибов и местных сопротивлений не менее 5 - 6 диаметров трубопровода.

8.1.3 В соответствии с инструкцией по эксплуатации пробозаборника ИКЖ-3, в выбранной пробоотборной точке газопровода врезают клиновую задвижку, необходимую для подключения пробозаборника и выполнения измерений (Рис. А.2).

8.1.4 Для измерения температуры газа в точке отбора пробы в газопровод, на расстоянии не более 5 диаметров газопровода от пробоотборной точки, на глубину 0,3 ¸ 0,7 от его диаметра под углом 25 ¸ 40° к горизонту, врезают карман под термометр с внутренним диаметром гильзы от 13 до 15 мм.

8.1.5 Для измерения давления газа в точке отбора пробы, на расстоянии от 1 до 3 диаметров газопровода от измерительного сечения, в газопровод врезают закладную под манометр.

8.1.6 Допускается применение штатных средств измерений температуры и давления газа, если они установлены в соответствии требованиями п.п. 8.1.4, 8.1.5.

8.2 Выбор съемного наконечника

8.2.1 Сечение съемного наконечника пробозаборника рассчитывают исходя из требования равенства скоростей основного и отбираемого в ИКЖ-3 потоков газа (условие изокинетичности).

8.2.2 Определяют максимальную (SHmax, м2) и минимальную (SHmin, м) площадь внутреннего сечения съемного наконечника пробозаборника

                                                (1)

                                                (2)

где: QT - расход газа в газопроводе при стандартных условиях, м3/ч;

ST - площадь внутреннего сечения газопровода, м2;

QСЧ max, QСЧ min - диапазон измерений (соответствующий максимальному и минимальному расходу газа через пробозаборник), QСЧ max = 6,0 м3/ч; QСЧ min = 0,04 м3/ч;

t1 - температура газа в точке отбора пробы, °С.

8.2.3 Из трех наконечников выбирают наиболее близкий по площади сечения к расчетному SH min £ SH £ SH max, и рассчитывают расход газа через пробозаборник, обеспечивающий условие изокинетичности при выполнении измерений (QСЧ, м3/ч)

                                               (3)

если расход измеряется в л/мин

                                       (4)

где: t2 - температура газа, проходящего через счетчик.

8.2.4 Выбранный наконечник вворачивают в фильтровальный узел.

8.3 Укомплектовывают пробозаборник тремя фильтрующими патронами.

9 Выполнение измерений

9.1 Взвесить фильтрующий патрон с упаковкой (, мг), извлечь из упаковки, вставить его в пробозаборник и, в соответствии с руководством по эксплуатации, подсоединить последний к задвижке (Рис. А.2).

9.2 Открыть задвижку и установить с помощью регулятора по ротаметру расход газа через счетчик равным расчетному (, л/мин).

9.3 Опустить фильтровальный узел на такую глубину, чтобы центр наконечника располагался примерно по оси трубопровода и был направлен против потока газа.

9.4 Зафиксировать начальное показание счетчика (VСЧ1, м3). Время отбора газа через пробозаборник устанавливают исходя из ожидаемой концентрации капельной жидкости. Масса жидкости, уловленной фильтром, должна быть не менее 100 мг и не более 4 г.

9.5 В зависимости от продолжительности отбора пробы газа, через каждые 5 - 30 минут фиксировать значение расхода газа в газопроводе и, в случае необходимости, ориентируясь на показания ротаметра (7), регулятором (8) корректировать расход газа через счетчик, обеспечивая соблюдение условия изокинетичности основного и отбираемого потоков газа. Соответствующий расход газа через счетчик рассчитывают по формуле (4).

9.6 Закрыть регулятор расхода, поднять патрубок с фильтровальным узлом и закрыть задвижку. Снять показание счетчика (), открыть регулятор расхода, отсоединить верхнюю часть пробозаборника, извлечь фильтрующий элемент, положить его в герметичную упаковку и взвесить ().

9.7 Использованный фильтрующий патрон извлечь из упаковки, полностью погрузить в стакан с гексаном на 20 минут. Поместить патрон в другой стакан и дать стечь гексану, затем промыть патрон тремя порциями свежего гексана по 250 мл, наливая гексан внутрь патрона. Промыть внешнюю поверхность патрона 250 мл гексана.

Сушить патрон на воздухе в течение 30 минут, затем в сушильном шкафу в течение трех часов при температуре 80 °С, охладить до комнатной температуры в эксикаторе с хлористым кальцием, герметично упаковать в полиэтиленовый пакет с замком zip-lock и провести контрольное взвешивание. Изменение массы патрона относительно первоначального значения  не должно превышать 5 мг.

9.8 Операции по п.п. 9.1 ... 9.7 повторить не менее трех раз, используя для каждого испытания новый фильтрующий патрон.

10 Обработка результатов измерения

10.1 Содержание капельной жидкости в потоке газа (q, мг/м3) рассчитывают по формуле

                                  (6)

где:

tСЧ - температура газа, проходящего через счетчик, °С;

РСЧ- давление газа, проходящего через счетчик, МПа;

  - начальная и конечная масса фильтрующего элемента с упаковкой соответственно (до и после пропускания через него газа), мг;

i - номер испытания;

j - номер фильтровального патрона;

VСЧi, V¢СЧi - начальные и конечные показания счетчика (до и после пропускания через него газа), м3.

10.2 Если масса фильтрующего патрона после промывки и сушки (п. 9.7) изменится более, чем на 5 мг, то при повторном использовании этого патрона в расчетной формуле (6) должна использоваться новая его исходная масса .

10.3 За результат измерений содержания капельной жидкости принимают среднее арифметическое значение результатов трех испытаний, рассчитанных по формуле (5), при условии, что разность между наибольшим и наименьшим результатами испытаний не превышает 10 % от среднего арифметического.

11 Контроль точности результатов измерений

Контроль точности результатов измерений обеспечивают установлением допускаемого расхождения между результатами трех последовательных испытаний, проведенных на объекте со стабильным технологическим режимом. Разность между наибольшим и наименьшим значениями не должна превышать 10 % от среднего арифметического значения результата.

12 Оформление результатов

12.1 Результат измерений по данной МВИ записывают в следующем виде:

(q ± 0,1q) мг/м3

12.2 Результаты измерений оформляют записью в журнал по форме, приведенной в таблице 11.1.

Таблица 11.1

№ п/п

Дата и время измерения

Место установки пробозаборника

Температура окружающей среды, °С

Температура газа в трубопроводе, °С

Давление газа в трубопроводе, МПа

Температура газа на счетчике, °С

Давление газа на счетчике, МПа

Начальное показание счетчика, м3

Конечное показание счетчика, м3

Начальная масса фильтр, патрона в упаковке, мг

Конечная масса фильтр, патрона в упаковке, мг

Масса жидкости, мг

Содержание капельной жидкости, мг/м3

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

Приложение А
(обязательное)

Пробозаборник ИКЖ-3

Пробозаборники типа ИКЖ предназначены для отбора, при давлении и температуре в трубопроводе, определенного количества газа и улавливания находящейся в нем капельной жидкости.

Пробозаборники применяются для оценки качества сепарации газа и потерь нефти при ее добыче и подготовке.

А.1 Техническая характеристика пробозаборника ИКЖ-3

Максимальное давление в газопроводе, МПа

4,0

Температура газа в газопроводе, °С

от минус 30

до плюс 70

Максимальный ход газоотборного блока, мм

600

Масса, кг, не более

13

Габаритные размеры, мм

1095´330´280

Рабочая среда

природный и попутный газ

А.2 Устройство пробозаборника ИКЖ-3

Пробозаборник состоит из газоотборного блока и лубрикатора (рис. А.1).

Газоотборный блок включает в себя: фильтровальный узел с корпусом (1), фильтрующим патроном (2) и сменным наконечником (3); газоотборный патрубок (4); регулятор расхода (5); направляющую хода (6) с линейной шкалой и привод (7).

Лубрикатор имеет в своем составе уплотнительный сальник (8), корпус (9), накидную гайку (10) и переходник (11).

А.3 Работа пробозаборника

Пробозаборник с помощью фланцевого переходника (1), через закрытую задвижку Dy65 (2) подсоединяется к газопроводу (рис. А.2). К лубрикатору (3) крепится счетчик газа (4) с манометром (5), термометром (6) и ротаметром (7). Вход счетчика соединяется с регулятором расхода (8) шлангом (9), а выход ротаметра шлангом (10) с атмосферой. Затем накидная гайка (11) откручивается, от лубрикатора отсоединяется газоотборный блок, в него вставляются (рис. А.1) взвешенный фильтрующий патрон (2) и наконечник (3).

К лубрикатору с помощью накидной гайки подсоединяется газоотборный блок, открывается задвижка, по ротаметру устанавливается с помощью регулятора необходимый расход газа, фильтровальный узел опускается с помощью привода в газопровод и фиксируется исходное показание счетчика.

После пропускания через фильтрующий патрон определенного количества газа регулятор расхода закрывается, снимается показание счетчика, фильтровальный узел поднимается в крайнее верхнее положение, закрывается задвижка, пробоотборный блок отсоединяется, из него вынимается фильтрующий патрон, он взвешивается, промывается растворителем и высушивается.

В случае низкого давления в трубопроводе (Р < 0,105 МПа), при откачке газа из аппарата компрессором, возможно подключение шланга (10) к газопроводу после секущей задвижки.

Рис. А.1

Рис. А.2

Приложение Б
(справочное)

Расчет погрешности измерения содержание капельной жидкости в потоке природного и попутного газа

1 Формулу (6) представим в следующем виде

                                                             (Б1)

где

v = V¢CЧi - VCЧi;

K = ((293,15 + tсч)×0,101325)/(293,15×(Pбap + Pсч)).

2 Границы относительной погрешности измерения содержания капельной жидкости

                                           (Б2)

где

                                                     (Б3)

Погрешность манометра МПЗ-Уф = ± (0,6×1,5)/100 = ± 0,009 кг/см2 = ± 0,0009 МПа;

погрешность барометра М-67 = ± 0,8 мм рт.ст. = ± 0,00011 МПа, что на порядок меньше, поэтому в дальнейших расчетах не учитывалась.

Отсюда

          (Б4)

где

DM = DG = ± 5 мг (погрешность весов);

при минимальной массе жидкости 100 мг (Dт/т)2 = (7/100)2 = 49Е-04;

DV = 3 % (погрешность счетчика);

(Dv/v)2 = (1,4×0,03)2 = 17,64E-04;

DT = 2 °C (погрешность термометра);

при минимальной температуре минус 30 °С (DТ/Т)2 = (2/243)2 = 0,6774Е-04;

DР = 1,5 % от 0,6 кг/см2 = 0,009 кг/см2 (погрешность манометра);

при минимальном давлении 0,105 МПа (DР/Р)2 = (0,0009/0,105)2 = 0,73469Е-04.

Приложение В
(справочное)

Перечень нормативных документов, использованных при разработке МВИ

ГОСТ Р 8.563-96

Государственная система обеспечения единства измерений. Методики выполнения измерений

ГОСТ 112-78

Термометры метеорологические стеклянные. Технические условия

ГОСТ 24104-2001

Весы лабораторные. Общие технические требования

ПБ 08-624-03

Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности

ПБ 03-585-03

Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов

РД 39-0147103-352-89

Методическое руководство по исследованию сепарационных установок

МИ 3093-07

ГСИ. Нефть. Общие технологические потери на нефтедобывающих предприятиях. Методика выполнения измерений

Приказ Минэнерго России № 122 от 22.04.09 г.

Методические рекомендации по определению технологических потерь нефти при добыче, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки и обустройства месторождений

 

645
Мне нравится
Комментировать Добавить в закладки

Комментарии могут оставлять только зарегистрированные пользователи.

Пожалуйста зарегистрируйтесь или авторизуйтесь на сайте.