Изменение № 2

Название документа. Исключить слово «рекомендация», выражение «преобразователи массового расхода» заменить выражением: «счетчики-расходомеры, массовые».

Пункт 1.1 (стр. 1). Слово «рекомендация» заменить выражением: «методика поверки (далее - методика)», выражение «преобразователи массового расхода» заменить выражением: «счетчики-расходомеры массовые».

Далее в тексте документа слова «рекомендация, рекомендации, рекомендацию» заменить словами: «методика, методики, методику» соответственно (в названиях ссылочных документов, перечисленных в разделе 2, слово «рекомендация» оставить без изменений).

Содержание (стр. III), приложение А (стр. 26). Выражения «преобразователя расхода» и «преобразователя массового расхода» соответственно заменить выражением: «счетчика-расходомера массового».

Пункт 1.2 (стр. 1). Слово «методику» заменить словом «порядок», после слов «качества нефти» предложение дополнить: «(в т.ч. количества и параметров нефти сырой)».

Пункт 1.3 (стр. 1). Изложить в новой редакции и дополнить примечанием:

«1.3 Интервал между поверками массомера: согласно сертификату об утверждении его типа, если другой интервал не установлен действующими нормативными документами.

Примечание - В частности, для массомеров, эксплуатируемых в составе СИКН, интервал между поверками 1 год согласно «Рекомендациям по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти», утвержденным приказом Минпромэнерго России от 31.03.2005 г. № 69»

Раздел 3 (стр. 3). Дополнить:

«- СИНКС - система измерений количества и параметров нефти сырой».

В примечании 2 к разделу 3 первое предложение после сокращения. СИКН дополнить сокращением: «СИКНС», второе предложение после слова «нефти» дополнить словами в скобках: «(в т.ч. сырой)».

Подпункт 4.2.2 (стр. 4). Примечание 1 после сокращения СИКН дополнить: «(СИКНС, СИКНП, СИКЖУ)».

Далее в тексте документа перечень сокращений в скобках «(СИКНП, СИКЖУ)» изложить в редакции: «(СИКНС, СИКНП, СИКЖУ)».

Подпункт 7.14.1 (стр. 10). Формулу (1) изложить в новой редакции:

                                                           (1)

где  - максимальная выходная частота поверяемого массомера согласно техническому описанию, Гц.

Примечание 1 к подпункту 7.14.1 изложить в новой редакции:

«1 При конфигурировании вместо  допускается использовать максимальное значение рабочего диапазона по 6.2.»

Пункт 8.3 (стр. 12). Дополнить подпунктом 8.3.7 следующего содержания:

«8.3.7 При поверке массомера, эксплуатируемого в составе СИКНС, после установки значения поверочного расхода дополнительно проводят контроль значения расхода через БИК (поточный ПП) - , м³/ч. Требуемое значение расхода  определяют для каждой точки поверочного расхода по формуле

                                                    (5a)

где  - значение поверочного расхода в j-й точке, м³/ч;

S_тр - площадь поперечного сечения трубопровода в месте отбора пробы в БИК [в месте установки пробозаборного устройства (далее - ПЗУ)], мм²;

S_ПЗУ - суммарная площадь поперечного сечения входных отверстий ПЗУ, мм².

При необходимости корректируют значение расхода, используя регулятор и преобразователь расхода (расходомер), установленные в БИК. При корректировке (установке) расхода допускают отклонение  от значения  на 5 %».

Приложение Г (стр. 29). Изложить в новой (измененной) редакции:

«Приложение Г

Определение коэффициентов объемного расширения и сжимаемости рабочей жидкости

Г.1 Коэффициенты объемного расширения (β_ж, °С^-1) и сжимаемости (γ_ж, МПа^-1) определяют по реализованным в УОИ или АРМ оператора алгоритмам, разработанным согласно:

- МИ 2632 для нефти (кроме сырой нефти);

- МИ 2823 для нефтепродуктов;

- МИ 2311 для жидких углеводородов.

Г.2 При отсутствии алгоритмов по Г.1 коэффициенты объемного расширения (β_ж, °С^-1) и сжимаемости (γ_ж, МПа^-1) определяют:

- для нефти по таблицам МИ 2153 (кроме сырой нефти);

- для нефтепродуктов по таблицам МИ 2823;

- для жидких углеводородов по формулам, изложенным в МИ 2311.

Примечание к Г.1 и Г.2 - При поверке массомеров, эксплуатируемых в составе СИКЖУ, относящихся ОАО «ГАЗПРОМ», для определения коэффициентов β_ж и γ_ж руководствуются положениями СТО ГАЗПРОМ 5.9, действующего в системе ОАО «ГАЗПРОМ» взамен МИ 2311.

Г.3 Для сырой нефти коэффициенты объемного расширения (β_ж, °С^-1) и сжимаемости (γ_ж, МПа^-1) определяют по формулам

                                         (Г.1)

                                          (Г.2)

где β_n и γ_n - коэффициенты объёмного расширения и сжимаемости обезвоженной нефти, °С^-1 и МПа^-1 соответственно, значения которых берут из МИ 2153;

W_в - объемная доля воды в нефти, определенная лабораторным способом или поточным влагомером, %;

β_в и γ_в - коэффициенты объёмного расширения и сжимаемости воды, °С^-1 и МПа^-1 соответственно.

Г.3.1 Принимают:

- β_в = 2,6×10^-4 °С^-1 при объемной доле воды в сырой нефти до 5,0 % включительно (W_в ≤ 5,0 %);

- γ_в = 49,1×10^-5 МПа^-1 при любом содержании воды в сырой нефти.

Г.3.2 При объемной доле воды в сырой нефти более 5,0 % (W_в > 5,0 %) коэффициент объёмного расширения воды β_в [для вычисления приведенного значения плотности сырой нефти по формуле (8)] определяют по формуле

                                          (Г.3)

где CTL_W(t^ПП) и CTL_W(t^ТПУ) - поправочные коэффициенты, учитывающие влияние температуры в поточном ПП и ТПУ соответственно на объем воды, содержащейся в сырой нефти.

Если t^ТПУ = t^ПП, то коэффициент β_в определяют по формуле

                                                  (Г.3а)

Г.3.2.1 Значения CTL_W(t^ПП) и CTL_W(t^ТПУ) вычисляют, используя формулу из API MPMS 20.1 «Manual of Petroleum Measurement Standards Chapter 20 - Allocation Measurement Section 1 - Allocation Measurement- Appendix A»:

        (Г.4)

где W_хс - массовая доля хлористых солей в пластовой воде (в воде, содержащейся в сырой нефти), определенная анализом (испытаниями) объединенной пробы сырой нефти в химико-аналитической лаборатории, %.

В формуле (Г.4) принимают: Δt = t^ПП - 15 - при определении CTL_W(t^ПП), °С;

Δt = t^ТПУ - 15 - при определении CTL_W (t^ТПУ), °С.

Примечания к Г.3.2

1 При W_в > 5,0 % значение β_в рекомендуется определять в каждой точке поверочного расхода. При этом значения t^ПП и t^ТПУ принимают равным средним арифметическим значениям температуры сырой нефти в поточном ПП и ТПУ соответственно в j-й точке расхода.

Если температура сырой нефти за период поверки массомера во всех точках расхода меняется на 2,0 °С (не более), то допускается значение β_в определять один раз за период поверки.

2 Значение W_xc принимают постоянным для всех точек поверочного расхода и равным значению, определенному анализом (испытаниями) объединенной пробы сырой нефти в химико-аналитической лаборатории».