INTERSTATE COUNCIL FOR STANDARDIZATION, METROLOGY AND CERTIFICATION
(ISC)

Государственная система обеспечения
единства измерений

НЕФТЬ

Остаточное газосодержание

Методика измерений

Предисловие

Цели, основные принципы и основной порядок проведения работ по межгосударственной стандартизации установлены ГОСТ 1.0-92 «Межгосударственная система стандартизации. Основные положения» и ГОСТ 1.2-2009 «Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосударственные, правила и рекомендации по межгосударственной стандартизации. Порядок разработки, принятия, применения, обновления и отмены»

Сведения о рекомендациях

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

2 ВНЕСЕНЫ Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии

3 ПРИНЯТЫ Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол от 25 ноября 2010 г. № 38)

За принятие проголосовали:

4 Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 13 декабря 2011 г. № 1057-ст рекомендации по межгосударственной стандартизации РМГ 104-2010 введены в действие в качестве рекомендаций по метрологии Российской Федерации с 1 января 2013 г.

5 ВВЕДЕНЫ ВПЕРВЫЕ

Информация об изменениях к настоящим рекомендациям публикуется в ежегодно издаваемом указателе «Руководящие документы, рекомендации и правила», а текст изменений и поправок - в ежемесячно издаваемом информационном указателе «Национальные стандарты».

В случае пересмотра (замены) или отмены настоящих рекомендаций соответствующее уведомление будет опубликовано в ежемесячно издаваемом информационном указателе «Национальные стандарты» и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет

СОДЕРЖАНИЕ

РМГ 104-2010

Государственная система обеспечения единства измерений

НЕФТЬ

Остаточное газосодержание

Методика измерений

Дата введения - 2013-01-01

1 Область применения

Настоящие рекомендации устанавливают методику измерений остаточного газосодержания в нефти и смесях нефтей плотностью от 780 до 950 кг/м³ и вязкостью от 1,2 до 250 мм²/с, включающего остающийся после сепарации свободный и растворенный газ в диапазонах:

- от 0,1 до 10 % - по свободному газу;

- от 0,1 до 20 м³/м³ - по растворенному газу.

2 Нормативные ссылки

В настоящих рекомендациях использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 12.1.005-88 Система стандартов безопасности труда. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны

ГОСТ 12.4.009-83 Система стандартов безопасности труда. Пожарная техника для защиты объектов. Основные виды. Размещение и обслуживание

ГОСТ 15150-69 Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды

Примечание - При пользовании настоящими рекомендациями 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 ежегодно издаваемому информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим ежемесячно издаваемым информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный стандарт заменен (изменен), то при пользовании настоящими рекомендациями следует руководствоваться заменяющим (измененным) стандартом. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и определения

В настоящих рекомендациях применен термин

остаточное газосодержание: Содержание свободного и растворенного газа в нефти и смесей нефтей после сепарации.

4 Требования к погрешности измерений

4.1 Пределы основной абсолютной погрешности измерений свободного газа в поддиапазонах, об. доля %:

0,1 - 1............................ ±0,05;

1 - 2............................... ±0,10;

2 - 10............................. ±0,25.

4.2 Пределы основной абсолютной погрешности измерений растворенного газа - ±0,1 м³/м³.

5 Средства измерений и вспомогательные устройства

5.1 При измерениях содержания свободного газа используют прибор УОСГ-100 СКП (приложение А).

5.2 При измерениях содержания растворенного газа используют следующие средства измерений и вспомогательные устройства:

- автоматический лабораторный прибор АЛП-01 ДП(м) (приложение Б);

- термостат для поддержания температуры в диапазоне от 0 °С до 60 °С с погрешностью не более 0,1 °С;

- индивидуальный пробоотборник ИП-1(м) (приложение В) (в случае присутствия в отбираемой пробе в свободном состоянии воды и газа) или ИП-3 (приложение Г) (в случае отсутствия в отбираемой пробе в свободном состоянии воды или газа).

Примечание - Допускается применение других средств с аналогичными или лучшими метрологическими характеристиками.

Применяемые средства измерений должны быть поверены, а вспомогательное оборудование проверено на работоспособность.

6 Методы измерений

6.1 Метод измерений содержания свободного газа заключается в изотермическом сжатии до заданного давления отобранной пробы нефти, определении при этом уменьшения ее объема.

6.2 Метод измерений содержания растворенного газа заключается в герметичном отборе пробы, впрыске в измерительную камеру прибора дозированных порций нефти и создания в камере термодинамического равновесия «нефть-газ» последовательно при различных соотношениях фаз так, чтобы равновесное давление было максимально приближено с большей и меньшей стороны к заданному.

7 Требования безопасности и охраны окружающей среды

7.1 При измерениях соблюдают требования безопасности, приведенные в паспортах на приборы УОСГ-100 СКП и АЛП-01 ДП(м).

7.2 Температура, влажность, скорость движения воздуха, содержание вредных веществ в рабочей зоне должны соответствовать требованиям ГОСТ 12.1.005.

7.3 При сливе, наливе и отборе проб нефти используют средства индивидуальной защиты.

7.4 Отработанную нефть и промывочные жидкости сливают в специальные герметизированные сливные емкости.

7.5 Помещение, в котором проводят измерения, должно быть оборудовано средствами пожаротушения в соответствии с ГОСТ 12.4.009.

8 Требования к квалификации исполнителей

К выполнению измерений допускают лиц (лаборантов или операторов), изучивших настоящие рекомендации, инструкции на приборы УОСГ-100 СКП, АЛП-01 ДП(м), индивидуальные пробоотборники и термостат и имеющих специальную подготовку по эксплуатации этих приборов.

9 Условия измерений

9.1 При измерениях содержания свободного газа соблюдают следующие условия:

- температура окружающего воздуха	от минус 20 °С до плюс 40 °С;
- температура рабочей среды	от 0 °С до плюс 80 °С;
- изменение температуры рабочей среды в течение одного измерения, не более	±0,1 °С;
- изменение плотности рабочей среды в течение одного измерения, не более	±1,0 кг/м3;

9.2 При измерениях содержания растворенного газа соблюдают следующие условия:

- атмосферное давление	от 96 до 104 кПа (от 720 до 780 мм рт. ст.);
- относительная влажность	от 30 % до 80 %;
- температура воздуха в помещении	от 15 °С до 25 °С;
- температура исследуемой нефти	20 °С;
- равновесное давление при определении содержания растворенного газа	101,3 кПа.

10 Подготовка к измерениям

10.1 Подготовка к измерениям содержания свободного газа

10.1.1 В исходном состоянии клапаны прибора 3 (рисунок А.1, приложение А) открыты и поток исследуемой нефти движется по измерительной камере, давление в пробоотборной камере 1 равно давлению в трубопроводе.

10.1.2 Перед началом измерений проверяют пробоотборную камеру 1 на герметичность и наличие циркуляции через прибор.

10.1.2.1 Закрывают клапаны 3, поднимают давление в пробоотборной камере 1 до 8 МПа, выдерживают в течение 30 мин (если давление в течение последующих 5 мин изменится не более чем на одно большое деление по манометру, то пробоотборная камера герметична).

10.1.2.2 Закрывают вентили на входе и выходе прибора (рисунок А.2, приложение А), выдерживают в течение 15 мин (если температура окружающей среды ниже температуры нефти, то давление в пробоотборной камере снижается, если выше, то давление поднимается; если этого не происходит, то циркуляция через прибор отсутствует, тогда прикрывают секущую задвижку и вновь проверяют наличие циркуляции).

10.1.3 Открывают вентили на входе и выходе прибора 3 (рисунок А.1, приложение А), снижают давление в пробоотборной камере 1 отводом поршня до давления в трубопроводе.

10.1.4 Определяют коэффициент сжимаемости исследуемой нефти, выполняя следующие операции:

10.1.4.1 Открывают клапаны 3 на приборе (рисунок А.1, приложение А), отводят плунжер 5 влево до упора, а затем по линейной шкале 6 и лимбу 8 устанавливают его в нулевое положение. При этом поток исследуемой нефти движется через пробоотборную камеру 1, минуя термостатирующую рубашку 2.

10.1.4.2 После 30 с выдержки проводят отбор пробы путем закрытия клапанов 3.

10.1.4.3 Вводят плунжер 5 и сжимают пробу до давления 6 МПа, выдерживают в течение 15 мин, затем, передвигая плунжер 5, устанавливают стрелку манометра 4 на ближайшем большом делении и фиксируют показания Р₁ и DV₁.

10.1.4.4 Пробу сжимают до значения давления 10 МПа, выдерживают в течение 15 мин, затем, передвигая плунжер 5, устанавливают стрелку манометра 4 на ближайшем большом делении и фиксируют показания Р₂ и DV₂.

10.1.4.5 Прибор приводят в исходное положение. При этом отводом поршня давление в камере снижают до давления в трубопроводе 3 (рисунок А.2, приложение А), а затем открывают клапаны 3 и плунжер 5 отводят до упора (рисунок А.1, приложение А).

10.1.4.6 По полученным значениям P₁, P₂, DV₁, DV₂ вычисляют коэффициент сжимаемости нефти в пробоотборной камере прибора по формуле

                                                 (1)

где V_к - вместимость пробоотборной камеры по паспорту, равная 10^-6 · м³.

10.1.4.7 Коэффициент сжимаемости нефти определяют не менее трех раз и вычисляют его среднеарифметическое значение.

10.2 Подготовка к выполнению измерений содержания растворенного газа

10.2.1 Отбор нефти в индивидуальный пробоотборник

10.2.1.1 Подсоединяют пробоотборник с помощью шланга 16 через входной штуцер 1 (рисунок В.1, приложение В) к пробозаборнику.

10.2.1.2 Открывают входной вентиль 12 и вентиль на пробозаборнике.

10.2.1.3 Открывают выходной вентиль 13, сливают для промывки пробоотборника около 50 мл нефти и закрывают выходной вентиль 13.

10.2.1.4 Движением штока 7 с поршнем 9 вверх до упора проводят отбор нефти и закрывают входной вентиль 12.

10.2.1.5 Если в пробоотборник попали свободная вода или газ, их вытесняют через выходной вентиль 13 и дозаполняют пробоотборник.

10.2.1.6 Если температура отбираемого продукта t ниже максимально ожидаемой температуры t_max при транспортировании и хранении пробоотборника, то приоткрывают выходной вентиль 13 и сливают продукт объемом V, мл:

V = 0,25(t_max - t).

10.2.1.7 Закрывают вентиль на пробозаборнике и отсоединяют пробоотборник.

10.2.2 Подготовка прибора

10.2.2.1 В исходном состоянии прибор (рисунок Б.1, приложение Б) подключен к сети напряжением 220 В, поршень 3 находится в крайнем левом положении, поршень 4 - в крайнем правом положении, а выходной вентиль 7 открыт.

10.2.2.2 Подключают пробоотборник, заполненный анализируемым продуктом, через фильтр 6 к входному клапану 5 прибора, а к термостатирующей рубашке подключают термостат. При этом выход воды из термостата подсоединяют к штуцеру «V», а вход - к штуцеру «А» прибора. Устанавливают температуру термостатирования 20 °С.

10.2.2.3 Включают прибор и выдерживают в течение 60 мин, при этом оставшееся до работы время (в минутах) будет индицироваться на табло.

10.2.2.4 Открывают выходной вентиль на пробоотборнике, движением поршня в нем создают давление несколько выше давления в газовой камере узла турбулизации 9, открывают вентиль 11 настолько, чтобы через штуцер выходного вентиля 7 можно было бы, перемещая поршень пробоотборника, слить тонкой струей нефть объемом 20 - 30 мл с поддержанием в пробоотборнике постоянного давления, после чего вентили 7 и 11 закрывают.

10.2.2.5 В пробоотборнике перемещением поршня 4 создают давление несколько выше давления в газовой камере 13 и нефть подают в дозировочную камеру до тех пор, пока давление в пробоотборнике резко не поднимется на 0,3 - 0,5 МПа выше давления в газовой камере 13, что свидетельствует о полном заполнении дозировочной камеры 1.

10.2.2.6 Сбрасывают давление в пробоотборнике на 0,3 - 0,5 МПа ниже давления в газовой камере 13.

10.2.2.7 После окончания прогрева прибора на табло открывается главное меню.

11 Выполнение измерений

11.1 Измерения содержания свободного газа

11.1.1 После 30 с выдержки устанавливают плунжер 5 по лимбу 8 и линейной шкале 6 в нулевое положение, закрывают клапаны 3 на приборе (рисунок А.1, приложение А). При этом поток исследуемой нефти движется через термостатирующую рубашку.

11.1.2 Вводят плунжер и сжимают пробу до давления 8 МПа, выдерживают в течение 15 мин, затем, передвигая плунжер 5, устанавливают стрелку манометра на ближайшем большом делении и фиксируют показания манометра Р и величину изменения объема пробы DV.

11.1.3 Прибор приводят в исходное положение.

11.1.4 Операции по 11.1.1 - 11.1.3 проводят не менее шести раз. Полученные результаты заносят в таблицу 1.

Таблица 1 - Форма журнала результатов измерений содержания свободного газа

11.2 Измерения содержания растворенного газа

11.2.1 В соответствии с инструкцией по эксплуатации прибора входят в режим измерения растворенного газа.

11.2.2 Приводят поршень 4 прибора (рисунок Б.1, приложения Б) в крайнее правое положение и вводят необходимое значение соотношения фаз «V_г».

11.2.3 Нажатием кнопки включают перемещение поршня влево. При этом на табло сохраняется установленное значение «V_г».

11.2.4 После достижения поршнем 4 заданного положения его движение автоматически останавливается, затем открывают вентиль 11, нажимают кнопку «Ввод», открывают выходной вентиль 7 и вновь нажимают кнопку «Ввод». При этом на табло появляется значение величины давления Р₁ в измерительной камере и включается перемещение поршня вправо.

11.2.5 При движении поршня вправо происходит слив отработанной пробы. После достижения поршнем 4 крайнего правого положения закрывают вентили 7 и 11.

11.2.6 В зависимости от того, на сколько давление Р₁ отличается от заданного Р₀, операции по 11.2.2 - 11.2.5 повторяют с новыми порциями нефти (10.2.2.5 - 10.2.2.6) при последовательном уменьшении или увеличении величины соотношения фаз до тех пор, пока давления Р_n-1 и Р_п с меньшей и большей стороны не будут максимально приближены к Р₀.

11.2.7 Операции по 11.2.1 - 11.2.6 повторяют не менее шести раз. Полученные результаты заносят в таблицу 2.

Таблица 2 - Форма журнала результатов измерений содержания растворенного газа

12 Обработка и оформление результатов

12.1 Обработка и оформление результатов содержания свободного газа

12.1.1 По полученным значениям Р и DV вычисляют значения относительного количества свободного газа

                                          (2)

где V_к - объем пробы нефти, равный вместимости пробоотборной камеры, по паспорту, 10^-6 · м³;

Р_т - первоначальное избыточное давление в камере, равное давлению в трубопроводе, МПа;

b - коэффициент сжимаемости нефти в пробоотборной камере прибора по формуле (1), 1/МПа.

12.1.2 Результаты измерений оформляют записью в журнале по форме, приведенной в таблице 1.

12.1.3 Среднее значение содержания свободного газа рассчитывают по формуле

                                                            (3)

12.1.4 Содержание свободного газа до 0,1 % включительно оценивают как его отсутствие.

12.2 Обработка и оформление результатов содержания растворенного газа

12.2.1 Значение содержания растворенного газа при заданных значениях давления Р₀ и температуре t₀ рассчитывают по формулам:

                             (4)

где V_n-1 и V_n - соотношения фаз, равные удельным объемам выделившегося растворенного газа, при которых равновесные давления равны Р_n-1 и Р_п соответственно.

12.2.2 Среднее значение содержания растворенного газа рассчитывают по формуле

                                                           (5)

12.2.3 В случае если исследуемая нефть обводненная, то откорректированное значение содержания растворенного газа  определяют по формуле

                                                          (6)

где j_в - объемная доля воды в нефти.

13 Контроль точности

Контроль точности методики измерений осуществляют периодической поверкой приборов УОСГ-100 СКП и АЛП-01ДП(м) и определением расхождений между последовательными измерениями, которые не должны отличаться друг от друга более чем на регламентированную погрешность.

Приложение А
(справочное)

Технические характеристики и описание прибора УОСГ-100 СКП

Прибор УОСГ-100 СКП (далее - прибор) предназначен для измерений объемного содержания свободного газа в нефти. Прибор используют при введении поправок в показания турбинных счетчиков, для оценки качества сепарации нефти, а также при определении физических характеристик нефти и нефтепродуктов.

А.1 Устройство прибора

Прибор состоит из пробоотборного блока и прессового узла.

Пробоотборный блок включает заборную камеру, клапанный и манометрический узлы.

Прессовый узел имеет плунжер, линейную шкалу, визир, лимб, корпус.

Для подключения к трубопроводу прибор имеет входной и выходной штуцера. Прибор устанавливают на трубопроводе, и он обеспечивает выполнение операции по отбору пробы газожидкостной смеси с сохранением условий по давлению и температуре, изотермическому сжатию ее и определению при этом изменения объема пробы и давления в ней.

А.2 Технические характеристики:

А.2.1 Вместимость пробоотборной камеры, 10-6  · м3, не менее	280.
А.2.2 Диапазоны измерения давления в пробоотборной камере, МПа	0 - 10.
А.2.3 Диапазоны измерения изменения вместимости пробоотборной камеры при сжатии пробы, 10-6 · м3	0 - 30.
А.2.4 Пределы абсолютной погрешности при измерении давления, МПа	±0,1.
А.2.5 Пределы абсолютной погрешности при измерении изменения вместимости пробоотборной камеры, 10-6 м3, в диапазонах:
- от 0 до 10	±0,2.
- свыше 10 до 30	±0,4.
А.2.6 Максимальное давление в подводящем трубопроводе, МПа	6,0.
А.2.7 Условия эксплуатации:
- температура окружающей среды, °С	от минус 20 до плюс 40;
- относительная влажность, %, не более	95.
А.2.8 Масса, кг, не более	14,0.
А.2.9 Габаритные размеры, мм, не более:
- длина	530;
- высота	390;
- ширина	300.
А.2.10 Рабочая среда	нефть и нефтепродукты,
- плотность, кг/м3	670 - 950;
- вязкость, мм2/с	0,5 - 200.

А.3 Принцип работы

А.3.1 Действие прибора основано на том, что при сжатии пробы газожидкостной смеси после перехода ее из двухфазного в однофазное состояние характер зависимости давления от изменения объема пробы становится линейным.

А.3.2 Содержание свободного газа в пробе определяют по полученным значениям давления и изменению объема расчетным путем.

1 - пробоотборная камера; 2 - термостатирующая рубашка; 3 - клапанный узел;
4 - манометрический узел; 5 - плунжер; 6 - линейная шкала; 7 - визир; 8 - лимб; 9 - корпус

Рисунок А.1 - Общий вид прибора УОСГ-100 СКП

1 - прибор УОСГ-100 СКП; 2 - соединительный шланг; 3 - трубопровод;
4 - задвижка (местное гидравлическое сопротивление); 5 - вентиль Dy 20 (R 3/4²); 6 - болт М 16;
7 - входной и выходной штуцера; 8 - кран

Рисунок А.2 - Схема подключения прибора УОСГ-100 СКП к трубопроводу
(вид сверху)

Приложение Б
(справочное)

Прибор АЛП-01ДП(м)

Б.1 Назначение прибора

Б.1.1 Прибор АЛП-01ДП(м) (далее - прибор) предназначен для измерения содержания в нефти растворенного газа и давления насыщенных паров (ДНП) нефти и нефтепродуктов.

Б.1.2 Прибор применяют для оценки качества сырой и товарной нефти, определения поправочных коэффициентов на наличие растворенного газа при измерении количества нефти в соответствии с НД¹⁾.

________

¹⁾ На территории Российской Федерации действует ГОСТ Р 8.601-2003.

Б.2 Технические данные:

- диапазон измерения давления	от 10 до 160 кПа;
- пределы суммарной абсолютной погрешности измерения давления	±1 кПа;
- максимальное соотношение вместимости измерительной камеры и объема отбираемой пробы, не менее	20;
- пределы относительной погрешности задания соотношения вместимости измерительной камеры и объема отбираемой пробы, не более	±2,5 %;
- давление ввода пробы в измерительную камеру	от 1,2 до 1,5 Мпа;
- температура рабочей среды	от 10 °С до 60 °С;
- температура окружающей среды	от 15 °С до 35 °С;
- рабочая среда	нефть и нефтепродукты;
- масса, не более	15 кг;
- потребляемая мощность в номинальном режиме работы, не более	50 Вт;
- габариты, не более	310´260´180 мм.

Б.3 Устройство прибора

Б.3.1 Прибор (см. рисунок Б.1) функционально состоит из измерительного блока с приводом и узла управления.

Б.3.2 Измерительный блок имеет в своем составе: дозировочную 1 и измерительную 2 камеры с подвижными поршнями 3, 4; входной клапан 5 с фильтром 6; выходной вентиль со штуцером 7; микровыключатели 8; узел турбулизации с газовой камерой 9, заполненной азотом, манометром 10 и вентилем 11; термостатирующую рубашку 12; датчик давления 13; электродвигатель 14.

Б.3.3 Узел управления 15 связан с электродвигателем 14, датчиком давления 13 и микровыключателями 8. Он обеспечивает работу прибора в режимах измерений ДНП и растворенного газа.

1 - дозировочная камера; 2 - измерительная камера; 3, 4 - подвижные поршни; 5 - входной клапан;
6 - фильтр; 7 - выходной вентиль со штуцером; 8 - микровыключатели; 9 - узел турбулизации;
10 - манометр; 11 - вентиль; 12 - термостатирующая рубашка; 13 - газовая камера; 14 - электродвигатель;
15 - узел управления

Рисунок Б.1 - Принципиальная схема прибора АЛП-01ДП(м)

Б.4 Принцип действия прибора

Б.4.1 Принцип действия прибора основан на герметичном отборе пробы нефти, создании заданного соотношения фаз «нефть-газ», приведении этой системы путем турбулизации в термодинамическое равновесие с поддержанием необходимой температуры и регистрацией давления.

Приложение В
(справочное)

Индивидуальный пробоотборник ИП-1(м)

В.1 Назначение

В.1.1 Индивидуальный пробоотборник ИП-1(м) (далее - пробоотборник) предназначен для герметичного отбора проб нефти и нефтепродуктов (далее - продукт) из трубопровода и подачи их в измерительный прибор.

В.1.2 Пробоотборник применяют для герметичной подачи под давлением проб продукта в прибор, при проведении измерений содержания растворенного газа в нефти и давления насыщенных паров.

В.2 Технические данные:

- максимальный объем отбираемой пробы	250 мл;
- максимальное давление отбора проб	6,0 МПа;
- максимальное давление подачи проб в прибор	1,6 МПа;
- масса, не более	5 кг;
- габаритные размеры, не более	200´380´150 мм.

В.3 Устройство пробоотборника

В.3.1 Пробоотборник (см. рисунок В.1) состоит из заборной камеры и поршневого узла.

В.3.2 Заборная камера имеет в своем составе: входной штуцер 1; рабочий цилиндр, нижняя часть 2 которого выполнена из оргстекла, а верхняя 3 - из стали; выходной штуцер 10; термостатирующую рубашку 15; манометр 11; входной вентиль 12; выходной вентиль 13; опору 14.

В.3.3 Поршневой узел состоит из линейной шкалы 4, штурвала 5, визира 6, штока 7, пружины 8 и поршня 9.

В.4 Принцип работы

В.4.1 Принцип работы пробоотборника заключается в принудительном поршневом отборе пробы и подаче проб, имеющих заданную температуру, в прибор на анализ под давлением с сохранением герметичности.

1 - входной штуцер; 2 - нижняя часть рабочего цилиндра; 3 - верхняя часть рабочего цилиндра;
4 - линейная шкала; 5 - штурвал; 6 - визир; 7 - шток; 8 - пружина; 9 - поршень; 10 - выходной штуцер;
11 - манометр; 12 - входной вентиль; 13 - выходной вентиль; 14 - опора; 15 - термостатирующая рубашка;
16 - шланг

Рисунок В.1 - Схема индивидуального пробоотборника ИП-1(м)

Приложение Г
(справочное)

Индивидуальный пробоотборник ИП-3

Г.1 Назначение

Индивидуальный пробоотборник ИП-3 (далее - пробоотборник) предназначен для герметичного отбора проб нефти и нефтепродуктов (далее - продукт) из трубопровода и принудительной их подачи в измерительный прибор.

По устойчивости к климатическим воздействиям пробоотборник соответствует исполнению УХЛ категории I.I по ГОСТ 15150 для работы при температуре от минус 45 °С до плюс 40 °С.

Г.2 Технические данные:

- максимальный объем отбираемой пробы	250 мл;
- максимальное давление отбора Рmax	6 Мпа;
- минимальное давление отбора	0 Мпа;
- возможность подключения к термостату	имеет;
- температура окружающей среды	от минус 45 °С до плюс 40 °С;
- рабочая среда - нефть и нефтепродукты со следующими характеристиками:
- плотность	670 - 950 кг/м3;
- вязкость	0,5 ... 250 мм2/с;
- габаритные размеры	350´195´135 мм;
- масса, не более	4,0 кг.

Г.3 Устройство и принцип работы

Г.3.1 Принцип действия

Принцип действия пробоотборника основан на герметичном отборе пробы продукта из трубопровода с использованием рукава высокого давления и переходника.

Г.3.2 Устройство пробоотборника

Пробоотборник (см. рисунок Г.1) состоит из заборной камеры и поршневого узла.

Заборная камера включает в себя входной штуцер 1, цилиндр 2, выходной штуцер 3, термостатирующую рубашку 4, манометр 5, входной вентиль 6, выходной вентиль 7 и установочные опоры 8.

Поршневой узел включает линейную шкалу 9, штурвал 10, визир 11, ходовой винт 12, штоке поршнем 13.

1 - входной штуцер; 2 - цилиндр; 3 - выходной штуцер; 4 - термостатирующая рубашка; 5 - манометр;
6 - входной вентиль; 7 - выходной вентиль; 8 - установочные опоры; 9 - линейная шкала; 10 - штурвал;
11 - визир; 12 - ходовой винт; 13 - шток с поршнем

Рисунок Г.1 - Пробоотборник ИП-3