что такое масса брутто нефти
масса брутто товарной нефти
3.13 масса брутто товарной нефти: Масса товарной нефти, показатели качества которой соответствуют требованиям ГОСТ Р 51858.
Смотреть что такое «масса брутто товарной нефти» в других словарях:
масса нетто товарной нефти — 3.15 масса нетто товарной нефти: Разность массы брутто товарной нефти и массы балласта. Источник … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
масса брутто — 73 масса брутто: Масса упаковки и продукции в ней Источник: ГОСТ 17527 2003: Упаковка. Термины и определения оригинал документа 56. Масса брутто D. Brattomasse Е. Gross mass Масса упаковки и продукции в ней Источник … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
Масса — 2.5. Масса масса машины, представленной на испытание. Источник: ГОСТ 27248 87: Машины землеройные. Метод определения положения центра тяжести оригинал документа … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
масса нетто — 74 масса нетто: Масса продукции в упаковочной единице Источник: ГОСТ 17527 2003: Упаковка. Термины и определения оригинал документа 3.14 масса нетто: Масса без учета засоренности. Источник … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
ГОСТ Р 8.595-2004: Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений — Терминология ГОСТ Р 8.595 2004: Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений оригинал документа: 3.7 косвенный метод динамических измерений массы продукта … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
Соединённые Штаты Америки — (США) (United States of America, USA). I. Общие сведения США государство в Северной Америке. Площадь 9,4 млн. км2. Население 216 млн. чел. (1976, оценка). Столица г. Вашингтон. В административном отношении территория США … Большая советская энциклопедия
Канада — (Canada) I. Общие сведения К. государство в Северной Америке. Входит в состав Содружества (британского). Занимает северную часть материка Северной Америка и многочисленные примыкающие к ней острова: вдоль западных берегов Ванкувер,… … Большая советская энциклопедия
Италия — I Италия (Italia) Итальянская Республика (La Repubblica Italiana). I. Общие сведения И. государство на юге Европы в центральной части Средиземноморья. Берега И. омываются морями: на З. Лигурийским и Тирренским, на Ю.… … Большая советская энциклопедия
Италия — I Италия (Italia) Итальянская Республика (La Repubblica Italiana). I. Общие сведения И. государство на юге Европы в центральной части Средиземноморья. Берега И. омываются морями: на З. Лигурийским и Тирренским, на Ю.… … Большая советская энциклопедия
Пошлина — (Duty) Содержание Содержание 1. Понятие и значение государственной Антидемпинговая пошлина как мера государственного регулирования внешнеторговой деятельности 2. Виды государственной пошлины 3. Место государственной пошлины в 4. Плательщики,… … Энциклопедия инвестора
Что такое масса брутто нефти
НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Государственная система обеспечения единства измерений
МАССА НЕФТИ В СОСТАВЕ НЕФТЕГАЗОВОДЯНОЙ СМЕСИ
Методики (методы) измерений
State system for ensuring the uniformity of measurements. The mass of oil as a part of oil and gas water mixture. Techniques (methods) of measurements
Дата введения 2017-01-01
Предисловие
1 РАЗРАБОТАН Федеральным государственным унитарным предприятием «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии (ФГУП «ВНИИР»)
2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 24 «Метрологическое обеспечение добычи и учета углеводородов»
5 ПЕРЕИЗДАНИЕ. Март 2019 г.
1 Область применения
Настоящий стандарт распространяется на методики (методы) измерений массы нефти в составе нефтегазоводяной смеси и устанавливает порядок их выполнения.
Настоящий стандарт применяют при разработке методик (методов) измерений, а также нормативных и других документов, регламентирующих проведение измерений массы нетто нефти в составе среды, не соответствующей требованиям ГОСТ Р 51858 на всех этапах добычи и подготовки.
2 Нормативные ссылки
В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:
ГОСТ Р 8.563 Государственная система обеспечения единства измерений. Методики (методы) измерений
ГОСТ Р 51858 Нефть. Общие технические условия
3 Термины и определения
В настоящем стандарте применены термины по [1], а также следующие термины с соответствующими определениями:
3.1 динамический режим (использования средств измерений): Режим использования средства измерений, связанный с изменениями условий (факторов) за время проведения измерительного эксперимента, которые влияют на результат измерения (оценку измеряемой величины), в том числе изменение измеряемой величины за время измерения.
3.2 динамическое измерение: Измерение, при котором средства измерений используют в динамическом режиме.
3.3 измерительная линия: Участок трубопровода, границы и геометрические характеристики которого, а также размещение на нем средств измерений и вспомогательных устройств определяют в соответствии с нормативными и техническими документами, устанавливающими требования к процессам выполнения измерений.
3.4 измерительная установка: Совокупность функционально объединенных измерительных приборов, измерительных преобразователей и других устройств, предназначенная для измерений одной или нескольких физических величин и размещенная в одной пространственно обособленной зоне; измерительные установки предназначены:
— для измерений массы брутто нефти в составе нефтегазоводяной смеси методом прямых или косвенных измерений;
— измерений объема попутного нефтяного газа в составе нефтегазоводной смеси, приведенного к стандартным условиям;
— измерений массы нетто нефти по аттестованной методике измерений;
— отображения (индикации) и регистрации результатов измерений.
1 Измерительные установки подразделяют на индивидуальные измерительные установки, т.е. обслуживающие отдельную скважину, и групповые измерительные установки, т.е. обслуживающие несколько скважин поочередно.
2 Измерительные установки могут быть созданы на базе многофазных расходомеров или совокупности других средств измерений.
3.5 косвенное измерение (косвенный метод измерений): Измерение, при котором искомое значение величины определяют на основании результатов прямых измерений других величин, функционально связанных с искомой величиной.
3.6 масса балласта: Общая масса воды, хлористых солей, механических примесей, растворенного попутного нефтяного газа, содержащихся в нефти.
3.7 масса нетто нефти: Разность массы брутто нефти и массы балласта.
3.8 масса брутто нефти: Общая масса углеводородного сырья, содержащего растворенный попутный нефтяной газ, воду, хлористые соли, механические примеси и другие химические соединения, не соответствующие по своей степени подготовки требованиям национального стандарта.
3.9 многофазный поток: Поток газожидкостной смеси, находящейся в двухфазном состоянии при заданных значениях температуры и давления.
3.10 многофазный расходомер: Средство измерений, предназначенное для динамических измерений расходов многофазного потока и его отдельных компонентов без предварительной сепарации.
3.11 нефть: Углеводородное сырье, не соответствующее по своей степени подготовки требованиям национального стандарта, содержащее пластовую воду, растворенный попутный нефтяной газ, хлористые соли, механические примеси и другие химические соединения.
3.12 параметры свободного попутного нефтяного газа: Физические величины: температура, плотность и давление, компонентный состав.
3.13 периодический режим измерений: Режим измерений, характеризующийся поочередным выполнением измерений для каждой скважины.
3.14 попутный нефтяной газ: Смесь углеводородных и неуглеводородных газов и водяных паров, находящихся как в свободном, так и в растворенном состоянии в нефтегазоводяной смеси.
3.15 прямое измерение (прямой метод измерений): Измерение, при котором искомое значение величины получают непосредственно от средства измерений.
3.16 растворенный попутный нефтяной газ (растворенный газ): Часть попутного нефтяного газа, не выделившаяся в свободное состояние и растворенная в нефти.
3.17 свободный попутный нефтяной газ (свободный газ): Часть попутного нефтяного газа, выделившаяся из нефтегазоводяной смеси в процессе ее добычи, транспортирования, подготовки и находящаяся в свободном состоянии.
3.18 система измерительная (измерений) количества и параметров нефтегазоводяной смеси: Совокупность функционально объединенных средств измерений, систем обработки информации и технологического оборудования, предназначенная:
— для измерений массы брутто нефти;
— косвенных измерений массы нетто нефти;
— измерений параметров измеряемой среды;
— отображения (индикации) и регистрации результатов измерений.
3.19 смесь нефтегазоводяная: Смесь, извлеченная из недр, содержащая углеводороды широкого физико-химического состава, свободный и растворенный попутные нефтяные газы, воду, минеральные соли, механические примеси и другие химические соединения.
3.20 стандартные условия: Условия, соответствующие температуре, равной 20°С, и избыточному давлению, равному 0.
4 Сокращения
В настоящем стандарте использованы следующие сокращения:
5 Общие положения
5.1 Измерение массы брутто нефти проводят с использованием СИ (СИКНС, ИУ, многофазных расходомеров) утвержденного типа по аттестованной в установленном порядке МИ (при необходимости).
5.1.1 При применении МФР необходимо проводить их предварительную калибровку по свойствам измеряемой среды.
5.1.2 Выполнять измерение требующихся для калибровки МФР параметров измеряемой среды (например, компонентного состава газа, плотностей нефти и воды в составе нефтегазоводяной смеси) следует в соответствии с действующими НД.
5.2 Измерение массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси проводят по отдельным скважинам и лицензионным участкам по МИ, аттестованным и утвержденным в порядке, установленном ГОСТ Р 8.563.
5.3 При разработке и аттестации МИ необходимо учитывать факторы, вносящие дополнительные погрешности измерений, такие как:
а) влияние свободного попутного нефтяного газа на погрешность измерений массы брутто нефти в жидкостной ИЛ;
б) влияние выноса жидкой фазы в газовую ИЛ;
в) влияние частоты и представительности отбора проб при использовании пробоотборников;
г) прочие влияющие факторы, наличие которых определяется при разработке и аттестации МИ.
5.4 Аттестацию МИ необходимо проводить как теоретическими, так и экспериментальными методами. В обоснованных случаях допускается проводить моделирование экспериментальных исследований.
5.5 Погрешности измерений массы брутто нефти, массы нетто нефти, объема попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, не должны превышать значений, указанных в документе, утвержденном федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим нормативно-правовое регулирование, устанавливающем метрологические требования к данным измерениям.
6 Измерение массы нетто нефти косвенным методом
6.1 Массу нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси измеряют косвенным методом.
6.2 При использовании прямого метода динамических измерений объема нефтегазоводяной смеси или нефти с применением преобразователей объемного расхода (турбинных, лопастных и др.) измеряют объем нефтегазоводяной смеси или нефти в рабочих условиях при давлении и температуре в ИЛ, объемной доли воды и свободного газа в ней, определяют коэффициент, учитывающий влияние растворенного газа на объем нефти, измеряют плотность обезвоженной дегазированной нефти в условиях измерений объема нефти, массовые доли хлористых солей и механических примесей в обезвоженной дегазированной нефти.
, (1)
— объемная доля свободного газа в нефтегазоводяной смеси или остаточная объемная доля свободного газа в нефти, %, измеряемая стандартизованным методом или по аттестованной в установленном порядке МИ;
масса брутто нефти
масса брутто нефти : Общая масса нефти, включающая массу балласта.
3.7 масса брутто нефти: Общая масса нефти, включающая массу балласта.
3.1.2 масса брутто нефти: Общая масса нефти, включающая массу балласта.
3.7 масса брутто нефти: Общая масса нефти, включающая массу балласта.
3.8 масса брутто нефти: Общая масса нефти, включающая массу балласта.
масса брутто нефти : Общая масса нефти, включающая массу балласта.
масса брутто нефти: Общая масса нефти, включающая массу балласта.
масса брутто нефти : Общая масса нефти, включающая массу балласта.
3.6 масса брутто нефти: Общая масса нефти, включающая массу балласта.
3.29 масса брутто нефти : Общая масса нефти, включающая массу балласта.
Полезное
Смотреть что такое «масса брутто нефти» в других словарях:
масса нетто нефти — Разность массы брутто нефти и массы балласта. Источник … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
масса брутто — 73 масса брутто: Масса упаковки и продукции в ней Источник: ГОСТ 17527 2003: Упаковка. Термины и определения оригинал документа 56. Масса брутто D. Brattomasse Е. Gross mass Масса упаковки и продукции в ней Источник … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
масса брутто товарной нефти — 3.13 масса брутто товарной нефти: Масса товарной нефти, показатели качества которой соответствуют требованиям ГОСТ Р 51858. Источник … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
Масса — 2.5. Масса масса машины, представленной на испытание. Источник: ГОСТ 27248 87: Машины землеройные. Метод определения положения центра тяжести оригинал документа … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
масса нефти нетто — Разность массы брутто нефти и массы балласта. [РД 01.120.00 КТН 228 06] Тематики магистральный нефтепроводный транспорт … Справочник технического переводчика
масса нетто — 74 масса нетто: Масса продукции в упаковочной единице Источник: ГОСТ 17527 2003: Упаковка. Термины и определения оригинал документа 3.14 масса нетто: Масса без учета засоренности. Источник … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
масса нефти брутто — Общая масса нефти, включающая массу балласта. [РД 01.120.00 КТН 228 06] Тематики магистральный нефтепроводный транспорт … Справочник технического переводчика
масса нетто товарной нефти — 3.15 масса нетто товарной нефти: Разность массы брутто товарной нефти и массы балласта. Источник … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
ГОСТ 8.589-2007: Государственная система обеспечения единства измерений. Ведение учетных операций на пунктах приема-сдачи нефти в нефтепроводных системах — Терминология ГОСТ 8.589 2007: Государственная система обеспечения единства измерений. Ведение учетных операций на пунктах приема сдачи нефти в нефтепроводных системах оригинал документа: 3.1 испытательная (аналитическая) лаборатория нефти:… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
50.2.040-2004: ГСИ. Метрологическое обеспечение учета нефти при ее транспортировке по системе магистральных нефтепроводов. Основные положения — Терминология 50.2.040 2004: ГСИ. Метрологическое обеспечение учета нефти при ее транспортировке по системе магистральных нефтепроводов. Основные положения: 3.6 временно вытесненная нефть : Количество нефти, вытесненное из выведенных из… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
Что такое масса брутто нефти
Государственная система обеспечения единства измерений
ВЕДЕНИЕ УЧЕТНЫХ ОПЕРАЦИЙ НА ПУНКТАХ ПРИЕМА-СДАЧИ НЕФТИ В НЕФТЕПРОВОДНЫХ СИСТЕМАХ
State system for ensuring the uniformity of measurements. Conducting registration operations on items of reception-delivery of oil in the petrowire systems
Дата введения 2010-01-01
Предисловие
Цели, основные принципы и общие правила проведения работ по межгосударственной стандартизации установлены ГОСТ 1.0 «Межгосударственная система стандартизации. Основные положения» и ГОСТ 1.2 «Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосударственные, правила и рекомендации по межгосударственной стандартизации. Правила разработки, принятия, обновления и отмены»
Сведения о стандарте
1 РАЗРАБОТАН Федеральным государственным унитарным предприятием «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии» (ФГУП ВНИИР)
2 ВНЕСЕН Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии
3 ПРИНЯТ Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол от 24 октября 2007 г. N 32)
За принятие проголосовали:
Краткое наименование страны по МК (ИСО 3166) 004-97
Сокращенное наименование национального органа по стандартизации
Минэкономики Республики Армения
Госстандарт Республики Беларусь
Госстандарт Республики Казахстан
4 Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 18 июня 2009 г. N 209-ст межгосударственный стандарт ГОСТ 8.589-2007 введен в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации с 1 января 2010 г.
6 ПЕРЕИЗДАНИЕ. Декабрь 2019 г.
Информация о введении в действие (прекращении действия) настоящего стандарта и изменений к нему на территории указанных выше государств публикуется в указателях национальных стандартов, издаваемых в этих государствах, а также в сети Интернет на сайтах соответствующих национальных органов по стандартизации.
В случае пересмотра, изменения или отмены настоящего стандарта соответствующая информация будет опубликована на официальном интернет-сайте Межгосударственного совета по стандартизации, метрологии и сертификации в каталоге «Межгосударственные стандарты»
1 Область применения
Настоящий стандарт распространяется на учетные операции на пунктах приема-сдачи нефти в нефтепроводных системах и устанавливает основные положения метрологического обеспечения учетных операций*.
* В Российской нефтепроводной системе настоящий стандарт применяют на пунктах приема-сдачи, где проводятся приемо-сдаточные операции при перемещении через таможенную границу Российской Федерации.
2 Нормативные ссылки
В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие межгосударственные стандарты:
ГОСТ 8.587 Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений
ГОСТ 400 Термометры стеклянные для испытаний нефтепродуктов. Технические условия
ГОСТ 2477 Нефть и нефтепродукты. Методы определения содержания воды
ГОСТ 2517 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб
ГОСТ 3900 Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности
ГОСТ 6370 Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей
ГОСТ 7502 Рулетки измерительные металлические. Технические условия
ГОСТ 21534 Нефть. Методы определения содержания хлористых солей
ГОСТ 28498 Термометры жидкостные стеклянные. Общие технические требования. Методы испытаний
ГОСТ 29329** Весы для статического взвешивания. Общие технические требования
ГОСТ 30414*** Весы для взвешивания транспортных средств в движении. Общие технические требования
3 Термины и определения
В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:
3.1 испытательная (аналитическая) лаборатория нефти: Лаборатория, осуществляющая испытания качества нефти при приемо-сдаточных операциях.
3.2 косвенный метод динамических измерений массы нефти: Метод, основанный на измерениях плотности и объема нефти в трубопроводах.
3.3 косвенный метод, основанный на гидростатическом принципе: Метод, основанный на измерениях гидростатического давления и уровня нефти в мерах вместимости.
3.4 косвенный метод статических измерений массы нефти: Метод, основанный на измерениях плотности и объема нефти в мерах вместимости (мерах полной вместимости).
3.5 масса балласта: Общая масса воды, хлористых солей и механических примесей в нефти.
3.6 масса брутто нефти: Общая масса нефти, включающая массу балласта.
3.7 масса нетто нефти: Разность массы брутто нефти и массы балласта.
3.8 мера вместимости: Средство измерений объема нефти, имеющее свидетельство о поверке и утвержденную градуировочную таблицу.
3.9 мера полной вместимости: Средство измерений объема нефти, имеющее свидетельство о поверке и оснащенное указателем уровня наполнения (автоцистерны, прицепы-цистерны, полуприцепы-цистерны).
3.10 методика выполнения измерений (МВИ) массы нефти: Совокупность операций и правил, выполнение которых обеспечивает получение результатов измерений массы брутто и массы нетто нефти с установленной погрешностью.
3.11 нефтепроводная система: Единый неделимый производственно-технологический имущественный комплекс, состоящий из подземных, подводных, наземных и надземных трубопроводов и других объектов, обеспечивающих транспортирование нефти от пункта ее приема до пункта сдачи, передачи в другие трубопроводы или на иной вид транспорта.
3.13 партия нефти: Количество нефти, сопровождаемое одним маршрутным поручением.
3.14 приемо-сдаточный пункт; ПСП: Пункт по учету количества и оценке качества нефти, на котором подразделения принимающей и сдающей нефть сторон выполняют операции приема-сдачи нефти.
3.15 погрешность измерений массы нефти: Обобщенная погрешность всех результатов измерений массы нефти при точном выполнении всех требований МВИ.
3.17 прямой метод статических измерений массы нефти: Метод, основанный на прямых измерениях массы нефти статическим взвешиванием или взвешиванием в железнодорожных или автомобильных цистернах и составах в процессе их движения на весах.
3.18 система измерений количества и показателей качества нефти; СИКН: Совокупность средств измерений, системы обработки информации, технологического оборудования и трубопроводной арматуры, функционирующих как единое целое, основанная на методе динамических измерений массы брутто нефти, и предназначенная для:
— получения информации об измеряемых параметрах нефти и условиях измерений,
— автоматической и ручной обработки результатов измерений,
— индикации и регистрации результатов измерений и результатов их обработки.
3.19 система обработки информации; СОИ: Вычислительное устройство, принимающее, обрабатывающее информацию о количественно-качественных параметрах нефти, измеренных первичными преобразователями, и включающее в себя блоки индикации и регистрации результатов измерений.
3.20 стандартные условия: Условия, соответствующие температуре нефти 20°С и 15°С и избыточному давлению, равному нулю.
3.21 товарная нефть (нефть): Нефть, подготовленная к поставке потребителю, показатели качества которой соответствуют требованиям ГОСТ Р 51858 [1].
3.22 учетная операция: Операция, проводимая поставщиком и потребителем или сдающей и принимающей сторонами, заключающаяся в определении массы нефти для последующих расчетов, при инвентаризации и арбитраже.
4 Порядок приема и сдачи нефти
Учет нефти выполняют по массе нетто в тоннах.
В актах приема-сдачи и в паспортах качества измеренные параметры отражают с числом значащих цифр после запятой, указанным в таблице 1.
Наименование параметра (характеристики)
МИ 2972-2006 ГСИ. Масса нефти. Методика выполнения измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 1005 ЗАО «Шугуровский НПЗ»
ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НАУЧНЫЙ МЕТРОЛОГИЧЕСКИЙ ЦЕНТР
Федеральное государственное унитарное предприятие
ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ РАСХОДОМЕТРИИ (ФГУП ВНИИР)
ФЕДЕРАЛЬНОГО АГЕНТСТВА ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ
Заместитель директора по научной работе
Государственная система обеспечения единства измерений
Методика выполнения измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 1005
ЗАО «Шугуровский НПЗ»
1. Нормы погрешности измерений
2. Средства измерений и вспомогательные устройства
4. Требования безопасности и охраны окружающей среды
5. Требования к квалификации операторов
6. Условия измерений
7. Подготовка к выполнению измерений
8. Выполнение измерений
9. Обработка результатов измерений
10. Контроль погрешности результатов измерений
11. Оформление результатов измерений
12. Перечень нормативной документации
Приложение А Расчет погрешности измерений массы нетто нефти
Государственным научным метрологическим центром Федеральным государственным унитарным предприятием Всероссийским научно-исследовательским институтом расходометрии (ФГУП ВНИИР)
Межрегиональным открытым акционерным обществом «Нефтеавтоматика» (ОАО «Нефтеавтоматика»)
ИСПОЛНИТЕЛИ: Глушков Э.И., Стегинская А.А.
УТВЕРЖДЕНА ФГУП ВНИИР 25 января 2006 года
АТТЕСТОВАНА ФГУП ВНИИР
ЗАРЕГИСТРИРОВАНА Свидетельство об аттестации №от
Регистрационный код МВИ по Федеральному реестру:
ГОСУДАРСТВЕННАЯ СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЕДИНСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Методика выполнения измерений системой измерений количества и показателей качества № 1005 ЗАО «Шугуровский НПЗ»
1. Нормы погрешности измерений
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти: не более 0,25 %;
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти: не более 0,35 %.
2. Средства измерений и вспомогательные устройства
При выполнении измерений применяют следующие средства измерений и другие технические средства:
— датчик давления фирмы Метран модели Метран-100-ДИ с диапазоном измерений от 0 до 4,0 МПа и пределами допускаемой основной приведенной погрешности: ± 0,25 %;
— преобразователь разности давлений «Метран-100-Ех-ДД» с диапазоном измерений от 0 до 400 кПа и пределами допускаемой основной приведенной погрешности: ± 0,25 %;
— термометр стеклянный типа ТЛ-4 № 2 с диапазоном измерений от 0°С до 55°С, ценой деления 0,1°С и пределами допускаемой абсолютной погрешности: ± 0,2°С;
— манометр типа МТИ-1246 класса точности 0,6 с диапазоном измерений от 0 до 6,0 МПа.
2.2. На выходном коллекторе БИЛ установлены:
— датчик давления фирмы Метран модели Метран-100-ДИ с диапазоном измерений от 0 до 4,0 МПа и пределами допускаемой основной приведенной погрешности: ± 0,25 %;
— термометр стеклянный типа ТЛ-4 № 2 с диапазоном измерений от 0°С до 55°С, ценой деления 0,1°С и пределами допускаемой абсолютной погрешности: ± 0,2°С;
— манометр типа МТИ-1246 класса точности 0,6 с диапазоном измерений от 0 до 6,0 МПа;
— пробозаборное устройство трубчатого типа по ГОСТ 2517.
— пробоотборники для автоматического и ручного отбора пробы «Стандарт-АЛ-50» (рабочий и резервный);
— влагомер поточный типа УДВН-1пм с диапазоном измерений от 0,01 % до 2 % и пределами допускаемой основной абсолютной погрешности: ± 0,05 %;
— датчик давления фирмы Метран модели Метран-100-ДИ с диапазоном измерений от 0 до 4,0 МПа и пределами допускаемой основной приведенной погрешности: ±0,25 %;
— термометр стеклянный типа TЛ-4 № 2 с диапазоном измерений от 0°С до 55°С, ценой деления 0,1 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности: ± 0,2°С;
— манометр типа МТИ-1246 класса точности 0,6 с диапазоном измерений от 0 до 6,0 МПа;
— счетчик нефти турбинный фирмы МИГ-32Ш-40 Ду 32 в качестве индикатора.
В БИК предусмотрено место для установки:
— устройства определения свободного газа УОСГ-100 СКП;
— вискозиметра поточного модели 7827 фирмы « Solartron» с диапазоном измерений от 1 до 100 сСт и пределами допускаемой приведенной погрешности: ± 1,0 %.
2.6 В качестве ПУ используют трубопоршневую установку второго разряда или эталонную массомерную установку. ПУ подключают с помощью гибких шлангов к специально предусмотренным патрубкам Ду 100.
2.7 Средства измерений и технические средства, используемые для определений:
— плотности нефти по ГОСТ 3900 и МИ 2153;
— содержания воды в нефти по ГОСТ 2477;
— содержания хлористых солей по ГОСТ 21534;
— содержания механических примесей по ГОСТ 6370.
— вязкости нефти по ГОСТ 33.
2.8 Допускается применять другие аналогичные по назначению средства, если их характеристики не уступают указанным в настоящей рекомендации.
3. Метод измерений
Массу брутто нефти определяют прямым методом динамических измерений.
Сущность метода заключается в автоматических измерениях массы брутто нефти с помощью массомера.
Массу нетто нефти определяют как разность массы брутто нефти и массы балласта.
Массу балласта определяют как сумму масс воды, хлористых солей и механических примесей в нефти. Массовые доли воды, механических примесей и концентрацию хлористых солей определяют в лаборатории по объединенной пробе нефти. Объемную долю воды допускается определять поточным влагомером.
4. Требования безопасности и охраны окружающей среды
При выполнении измерений массы нефти соблюдают следующие требования:
4.1 СИКН соответствует требованиям техники безопасности, охраны труда, взрывобезопасности, пожарной безопасности и санитарно-технических правил, определяемыми действующими на предприятии нормативными и техническими документами.
4.3 Выполнение измерений СИКН проводят в соответствии с утвержденными действующими правилами и нормативными документами:
— в области охраны труда и промышленной безопасности ПБ 08-624 и ПБ 03-585;
— в области соблюдения безопасной эксплуатации электроустановок ПОТ Р М-016 РД 153-34.0-03.150;
— в области охраны окружающей среды Федеральным законом от 10.01.2002 г. № 7-ФЗ «Об охране окружающей среды» и другими действующими законодательными актами на территории РФ.
4.4 Площадку СИКН содержат в чистоте, без следов нефти, не допускают выбросов и выделений нефти в окружающую среду и оборудуют первичными средствами пожаротушения в соответствии с ВППБ 01-05 и ППБО. Выполнение измерений прекращают при обнаружении течи в сварных и фланцевых соединениях.
4.6 В целях безопасной эксплуатации и технического обслуживания разрабатывают инструкцию по эксплуатации СИКН.
5. Требования к квалификации операторов
Лица, допускаемые к выполнению измерений:
— имеют квалификацию оператора не ниже 4-го разряда;
— знают технологическую схему, изучили настоящую рекомендацию и инструкцию по эксплуатации СИКН, назначение средств измерений, приборов и устройств СИКН, задвижек и вентилей, умеют быстро и безошибочно действовать в аварийных ситуациях;
— прошли обучение работе и инструктаж по технике безопасности в соответствии с ГОСТ 12.0.004;
— выполняют работу в специальной одежде и обуви в соответствии с ГОСТ 12.4.137, ГОСТ 27574, ГОСТ 27575.
— осуществляют контроль загазованности воздуха на площадке СИКН и в БИК сигнализатором загазованности СТМ-10;
— при ремонтно-профилактических работах осуществляют контроль загазованности воздуха переносными сигнализаторами в непосредственной близости от обслуживаемого оборудования. Загазованность не превышает предельно допускаемых концентраций, установленных ГОСТ 12.1.005.
6. Условия измерений
6.1 При выполнении измерений соблюдают следующие условия:
— расход нефти в СИКН находится в пределах рабочего диапазона массомера (в соответствии со свидетельством о поверке);
— при отборе пробы нефти в БИК обеспечивают условие изокинетичности отбора проб в соответствии с ГОСТ 2517;
— расход нефти через поточный плотномер: от 2,7 до 7,0 м 3 /ч.
температура нефти, °С от 15 до 25;
плотность нефти в рабочем диапазоне температуры, кг/м 3 :
— при минимальной температуре 890;
— при максимальной температуре 880;
вязкость в рабочем диапазоне температуры, сСт:
массовая доля серы, % 3,0
массовая доля серы, % 0,5
содержание парафина, %, не более 3,0
массовая доля механических примесей, %, не более 0,01
давление насыщенных паров при максимальной температуре нефти, 66,7
содержание свободного газа, % отсутствует.
6.3 Массовый расход перекачиваемой нефти через СИКН, т/ч:
6.4 Давление, МПа (рабочее) от 1,8 до 2,2.
6.5 Режим работы СИКН периодический.
7. Подготовка к выполнению измерений
При подготовке к выполнению измерений проводят следующие работы:
7.1 Подготавливают ИВК «Метрокон» и АРМ оператора к работе в соответствии с инструкциями по их эксплуатации.
7.2 Подготавливают СИКН к поступлению нефти в соответствии с инструкцией по эксплуатации. Для этого визуально проверяют:
— техническое состояние и отсутствие механических повреждений трубопроводов, запорной арматуры, технологического оборудования;
— герметичность запорной арматуры, влияющей на достоверность измерений; целостность пломб и оттисков клейм на технологическом оборудовании и средствах измерений;
— наличие действующих свидетельств о поверке средств измерений.
7.3 Подключают СИКН в соответствии с инструкцией по эксплуатации. После поступления нефти проверяют отсутствие протечек.
8. Выполнение измерений
При выполнении измерений массы нефти выполняют следующие операции:
8.1 Массу брутто нефти измеряют с помощью массомера, установленного на ИЛ.
8.2 Содержание воды, механических примесей, хлорорганических соединений, серы, сероводорода, парафина, концентрацию хлористых солей, давление насыщенных паров, а также плотность нефти определяют по результатам лабораторных анализов объединенной пробы, отбираемой автоматически пробоотборником «Стандарт-АЛ». Отбор проб нефти из трубопровода осуществляют согласно ГОСТ 2517.
Для вычислений массы нетто нефти массовую долю воды и концентрацию хлористых солей определяют в испытательной лаборатории один раз в смену по объединенной пробе, массовую долю механических примесей определяют один раз в декаду по накопительной пробе.
Для вычислений массы нетто нефти допускается измерять объемную долю воды в нефти по влагомеру.
Результаты измерений массы брутто нефти автоматически поступают в СОИ. СОИ формирует двухчасовые, сменные и суточные отчеты.
8.3 В случае выхода из строя автоматического пробоотборника для формирования среднесменной объединенной и среднедекадной накопительной пробы используют точечные пробы, отобранные вручную согласно ГОСТ 2517.
8.4 При отказе или отключении рабочего массомера используют резервный.
8.5 Массу нетто нефти, Мн, т, вычисляют по формуле:
(1)
где М— масса брутто нефти, измеренная массомером, т;
(2)
Если определяют объемную долю воды в нефти с применением влагомера, то массовую долю воды вычисляют по формуле:
(3)
8.6 Относительную погрешность измерений массы нетто нефти, δМн, %, вычисляют по формуле:
( 4)
ΔWхс — абсолютная погрешность определений массовой доли хлористых солей, %. Абсолютные погрешности измерений в испытательной лаборатории массовой доли воды, механических примесей и хлористых солей определяют в соответствии с ГОСТ Р 8.580.
Для доверительной вероятности Р = 0,95 и двух измерениях соответствующего показателя качества нефти абсолютную погрешность измерений ( Δ, %) вычисляют по формуле:
(5)
(6)
9. Обработка результатов измерений
Обработку результатов измерений массы брутто нефти выполняют автоматически с помощью СОИ.
Результаты лабораторных анализов содержания воды по ГОСТ 2477 или по данным поточного влагомера, концентрации хлористых солей по ГОСТ 21534 и массовой доли механических примесей по ГОСТ 6370 вводят в СОИ с клавиатуры.
На основании всех имеющихся в СОИ параметров, измеренных автоматически с помощью СИКН и введенных в АРМ оператора с клавиатуры, СОИ рассчитывает значение массы нетто нефти.
Пример расчета погрешности измерений массы нетто нефти приведен в приложении А настоящей рекомендации.
В тех случаях, когда необходима оценка правильности и прецизионности метода и результатов измерений, ее осуществляют в соответствии с ГОСТ Р ИСО 5725.
10. Контроль погрешности результатов измерений
10.1 Средства измерений, входящие в состав СИКН, имеют сертификаты об утверждении типа в соответствии с ПР 50.2.009.
10.2 Средства измерений, входящие в состав СИКН, поверены в соответствии с ПР 50.2.006 или калиброваны в соответствии с ПР 50.2.016.
10.3 Поверку массомеров проводят по МП 4213-002-52424436;
10.4 Поверку поточного преобразователя плотности проводят в соответствии с МИ 2403, МИ 2591 или МИ 2816.
10.5 Поверку поточного влагомера проводят по МИ 2366.
10.6 Поверку поточных вискозиметров проводят в соответствии с МИ 2391.
10.7 Поверку преобразователей давления проводят по МИ 1997 или по МИ 4212-012.
10.8 Поверку термопреобразователей проводят в соответствии с методикой поверки, согласованной с ГЦИ СИ ВНИИМС, в составе руководства по эксплуатации.
10.9 Поверку манометров проводят по МИ 2124.
10.12 Периодичность поверки средств измерений, входящих в состав СИКН: не реже одного раза в год.
Преобразователь расхода, установленный в БИК, манометры и перепадомеры, используемые для измерений давления и перепада давления на фильтрах, калибруют не реже одного раза в год.
10.13 Внеочередную поверку средств измерений проводят в соответствии с ПР 50.2.006, а также в случаях получения отрицательных результатов при текущем контроле метрологических характеристик средств измерений.
10.14 В межповерочном интервале проводят контроль метрологических характеристик массомеров.
10.14.1 Контроль метрологических характеристик массомеров проводят не реже одного раза в месяц передвижной ПУ или эталонной массомерной установкой.
При любом значении расхода из рабочего диапазона массомера проводят измерения массы брутто нефти одним из средств контроля, которые подключают последовательно друг с другом. При контроле проводят не менее трех последовательных измерений.
При контроле метрологических характеристик передвижной ПУ плотность нефти, измеренную плотномером, приводят к условиям измерений объема нефти ПУ в соответствии с МИ 2153.
Относительное отклонение результатов измерений массы брутто контролируемым массомером для каждого измерения (δ i, %) вычисляют по формуле:
(7)
Mкон i — масса брутто нефти, измеренная контрольным средством при i-м измерении, т.
Проверяют выполнение условия:
При несоблюдении условия (8) для одного из измерений, результат этого измерения из обработки исключают, и проводят еще одно дополнительное измерение. При несоблюдении условия (8) для двух измерений и в случае превышения отклонения после выполнения дополнительного измерения, принимают меры по выяснению и установлению причин, вызвавших несоблюдение условия (8), и проводят повторный контроль метрологических характеристик массомера.
При повторном несоблюдении условий (8) проводят внеочередную поверку массомера.
При условии стабильности метрологических характеристик массомера межконтрольный интервал может быть установлен сдающей и принимающей сторонами более одного месяца.
В процессе эксплуатации массомеров контролируют смещение нуля в соответствии с техническим описанием на массомер.
11. Оформление результатов измерений
11.1 Текущие результаты измерений СОИ регистрирует каждые два часа.
11.3 Вмешательства оператора в работу СИКН СОИ регистрирует автоматически.
12. Перечень нормативной документации
ГОСТ 8.461-82 ГСИ. Термопреобразователи сопротивления. Методы и средства поверки;
ГОСТ Р 8.563-96 ГСИ. Методики выполнения измерений;
ГОСТ Р 8.595-2002 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений;
ГОСТ 12.0.004-90 ССБТ. Организация обучения безопасности труда. Общие положения;
ГОСТ 12.1.005-88 ССБТ. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны;
ГОСТ 12.4.137-84 Обувь специальная кожаная для защиты от нефти, нефтепродуктов, кислот, щелочей, нетоксичной и взрывоопасной пыли. Технические условия;
ГОСТ 33-2000 Нефтепродукты. Прозрачные и непрозрачные жидкости. Определение кинематической вязкости и расчет динамической вязкости;
ГОСТ 2477-65 Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды;
ГОСТ 2517-85 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб;
ГОСТ 6370-83 Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей;
ГОСТ 21534-76 Нефть. Методы определения содержания хлористых солей;
ГОСТ 27574-87. Костюмы женские для защиты от общих производственных загрязнений и механических воздействий. Технические условия;
ГОСТ 27575-87 Костюмы мужские для защиты от общих производственных загрязнений и механических воздействий. Технические условия;
ГОСТ Р ИСО 5725-2002 Точность (правильность и прецизионность) методов и результатов измерений;
ГОСТ Р 51069-97 Нефть и нефтепродукты. Метод определения плотности, относительной плотности и плотности в градусах API ареометром;
ГОСТ Р 51330.0-99 (МЭК 60079-0-98) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 0. Общие требования;
ПР 50.2.006-94 ГСИ. Порядок проведения поверки средств измерений;
ПР 50.2.009-94 ГСИ. Порядок проведения испытаний и утверждения типа средств измерений;
ПР 50.2.016-94 ГСИ. Требования к выполнению калибровочных работ;
МИ 1997-89 ГСИ. Преобразователи давления измерительные. Методика поверки;
МИ 2124-90 ГСИ. Манометры, вакуумметры, мановакуумметры, напоромеры, тягомеры, и тягонапоромеры показывающие и самопишущие. Методика поверки;
МИ 2153-2004 ГСИ. Плотность нефти. Требования к методике выполнения измерений ареометром при учетных операциях;
МИ 2366-96 ГСИ. Влагомеры товарной нефти типа УДВН. Методика поверки;
МИ 2391-97 ГСИ. Вискозиметр поточный фирмы « Solartron Transducers». Методика поверки;
МИ 2403-95 ГСИ. Преобразователи плотности поточные вибрационные «Солартрон» типов 7830,7835 и 7840. Методика поверки на месте эксплуатации;
МИ 2591-2000 ГСИ. Преобразователи плотности поточные фирмы « The Solartron Electronic Group LTD (Великобритания)». Методика поверки;
МИ 2816-2003 ГСИ. Преобразователи плотности поточные. Методика поверки на месте эксплуатации;
МИ 4212-012-2001 ГСИ. Датчики (измерительные преобразователи) давления типа «Мет-ран». Методика поверки;
МП 4213-002-52424436-04 ГСИ. Счетчики жидкости массовые MACK. Методика поверки (с изменением № 2);
Методика поверки в составе технической документации на ИВК «Метрокон» ГР № 25153-03;
РД 39-0147098-005-88 Правила охраны окружающей среды при сборе, подготовке и транспортировке нефти;
Р 50.2.040-2004 Метрологическое обеспечение учета нефти при ее транспортировке по системе магистральных нефтепроводов. Основные положения;
Рекомендации по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти;
ВППБ 01-05-99 Правила пожарной безопасности при эксплуатации магистральных трубопроводов ОАО Акционерной компании по транспорту нефти «Транснефть»;
ПБ 03-585-03 Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов;
ПБ 08-624-03 Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности;
ППБО-85 Правила пожарной безопасности в нефтяной промышленности;
ПОТ Р М-016 РД 153-34.0-03.150-2000 (с изменениями 2003 г.) Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок.