ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

Федеральное государственное унитарное предприятие
«Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии»

Государственный научный метрологический центр
ФГУП «ВНИИР»

РЕКОМЕНДАЦИЯ

ГОСУДАРСТВЕННАЯ СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЕДИНСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ МАССЫ НЕФТИ ПРИ
УЧЕТНЫХ ОПЕРАЦИЯХ С ПРИМЕНЕНИЕМ СИСТЕМ
ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ
КАЧЕСТВА НЕФТИ

МИ 3532-2015

Казань,
2015

СОДЕРЖАНИЕ

РЕКОМЕНДАЦИЯ

Срок введения в действие - с «__» _________ 2015 г.

1 Область применения

1.1 Настоящие Рекомендации определяют требования к системам измерения количества и показателей качества нефти и порядок определения при учетных операциях массы нефти прямым и косвенным методами динамических измерений с нормированными значениями погрешности согласно ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений».

1.2 Рекомендации могут быть применимы предприятиями различных форм собственности, осуществляющих учетные операции с применением систем измерения количества и показателей качества нефти, принятых в промышленную эксплуатацию в установленном порядке.

1.3 Положения Рекомендаций могут быть учтены при разработке методик измерений (МИ) массы нефти и инструкций по эксплуатации систем измерения количества и показателей качества нефти (СИКН).

2 Термины и определения, принятые сокращения

2.1 В настоящем документе применены следующие термины и соответствующие им определения:

2.1.1 Система измерений количества и показателей качества нефти - совокупность функционально объединенных измерительных преобразователей, измерительных показывающих приборов, системы обработки информации, технологического оборудования, предназначенная для:

- измерения массы брутто нефти методом прямых или косвенных динамических измерений;

- измерения технологических и качественных параметров нефти;

- отображения (индикации) и регистрации результатов измерений.

2.1.1.1 Измерительный преобразователь - техническое средство с нормативными метрологическими характеристиками, служащее для преобразования измеряемой величины в электрический измерительный сигнал, удобный для обработки, хранения и дальнейшего преобразования системой обработки информации. В составе СИКН: преобразователи расхода (объемного и массового), преобразователи плотности, преобразователи влагосодержания, преобразователи серосодержания, преобразователи вязкости, преобразователи температуры, преобразователи давления.

2.1.1.2 Измерительный прибор показывающий - средство измерения, предназначенное для получения и индикации непосредственно на месте измерения значения измеряемой величины в установленном диапазоне. В составе СИКН: манометры, термометры стеклянные.

2.1.1.3 Система обработки информации - вычислительное устройство, принимающее, обрабатывающее информацию о количественно-качественных параметрах нефти, измеренных первичными измерительными преобразователями, и включающее в себя блоки индикации и регистрации результатов измерений.

2.1.1.4 Технологическое оборудование - запорная и регулирующая арматура, трубопроводы, фильтры, струевыпрямители и прямолинейные участки, циркуляционный насос, автоматический и ручной пробоотборники, пробозаборное устройство, дренажные емкости, промывочный насос с соответствующей технологической обвязкой и др.

2.1.2 Автоматизированное рабочее место оператора - персональный компьютер с соответствующим программным обеспечением в комплекте с монитором, клавиатурой и принтером, предназначенный для отображения мнемосхемы СИКН, текущих технологических и качественных параметров нефти, измеренных и вычисленных системой обработки информации, формирования отчетных документов и вывода их на печать.

2.1.3 Измерительная линия - часть конструкции системы измерений количества и показателей качества нефти, состоящая из преобразователей расхода в комплекте со струевыпрямителями или прямолинейными участками трубопроводов, оснащенными устройством отбора давления и карманом для термометра, преобразователями температуры и давления, манометром и термометром, задвижками и фильтром.

2.1.4 Измерительная линия рабочая - измерительная линия, находящаяся в работе при нормальном режиме эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти.

2.1.5 Измерительная линия контрольная - измерительная линия, применяемая для контроля метрологических характеристик рабочих преобразователей расхода и (или) для измерения количества нефти, протекающего через рабочую измерительную линию при поверке преобразователя расхода, установленного на этой линии.

2.1.6 Измерительная линия резервная - измерительная линия, находящаяся в ненагруженном резерве, которая в любой момент времени может быть включена в работу.

2.1.7 Диапазон расходов и вязкости нефти рабочий - область значений расходов и вязкости, в которой эксплуатируются преобразователи расхода и нормированы их метрологические характеристики.

2.1.8 Контроль метрологических характеристик - определение отклонения метрологических характеристик средств измерений в межповерочном интервале от действительных значений, определенных при последней поверке, и установление пригодности средств измерений к дальнейшей эксплуатации.

2.1.9 Межконтрольный интервал - промежуток времени между двумя очередными актами контроля, проводимого для выявления отклонения метрологических характеристик средств измерений от значений, определенных при поверке.

2.1.10 Учетные операции - операции, проводимые сдающей и принимающей нефть сторонами, для определения массы брутто и массы нетто нефти для последующих расчетов, а также операции, проводимые при инвентаризации нефти и арбитраже.

2.1.11 Резервная схема учета - система, применяемая для измерения массы нефти при отказе основной схемы - системы измерения количества и показателей качества нефти. В качестве резервной схемы учета используют:

- другую (вторую) систему измерения количества и показателей качества нефти, реализующую метод динамических измерений массы и расположенную на одной площадке с основной схемой;

- технические средства, реализующие метод статических измерений массы: резервуары, железнодорожные цистерны, танки наливных судов, оснащенные уровнемерами (или применяют рулетки), преобразователями плотности (или применяют ареометры), преобразователями температуры (или применяют термометры), автоматическими пробоотборниками (или применяют ручной пробоотборник).

2.1.12 Масса брутто нефти - общая масса нефти, включающая массу балласта.

2.1.13 Масса балласта - общая масса воды, хлористых солей и механических примесей в нефти.

2.1.14 Масса нетто нефти - разность массы брутто нефти и массы балласта.

2.2 В настоящих Рекомендациях приняты следующие сокращения:

- АРМ-оператора - автоматизированное рабочее место оператора;

- БИК - блок измерения показателей качества нефти;

- ВА - вторичная аппаратура;

- ГНМЦ - Государственный научный метрологический центр;

- ИЛ - измерительная линия;

- КМХ - контроль метрологических характеристик;

- МИ - методика измерений;

- Минпромторг РФ - Министерство промышленности и торговли Российской Федерации;

- MX - метрологические характеристики;

- ПП - преобразователь плотности;

- ПР - преобразователь расхода;

- ПСП - приемо-сдаточный пункт;

- ПУ * - поверочная установка;

- СИ - средство измерения;

- СИКН - система измерений количества и показателей качества нефти;

- СОИ - система обработки информации;

- ТЗ - техническое задание;

- ЭПР - эталонный преобразователь расхода.

________

* В качестве ПУ применяют стационарную или передвижную трубопоршневую поверочную установку, компакт-прувер, массомерную установку или другую установку с пределами допускаемой относительной погрешности согласно ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости».

3 Общие положения

3.1 Массу нефти вычисляют в соответствии с МИ массы, разработанной для конкретной СИКН. МИ массы нефти разрабатывают в соответствии с требованиями ГОСТ Р 8.595.

3.2 В качестве основной схемы измерения массы нефти применяют косвенный метод динамических измерений с использованием преобразователей объемного расхода, поточных преобразователей плотности, преобразователей температуры и давления или прямой метод динамических измерений с использованием массомеров.

В качестве резервной схемы измерения массы допускается применять косвенный метод статических измерений (до строительства основной схемы измерения в сроки согласованные сторонами или на период устранения отказа существующей основной схемы), а также косвенный метод динамических измерений с пределами допускаемой относительной погрешности измерений не превышающими значений, установленных ГОСТ Р 8.595.

3.3 Пределы допускаемой относительной погрешности методов измерений массы нефти должны соответствовать ГОСТ Р 8.595.

3.4 Приемосдаточные и периодические испытания (определение показателей) нефти проводят в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия».

Определение показателей, составляющих балласт нефти - содержание воды, хлористых солей и механических примесей, проводят по ГОСТ 2477-65 «Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды», ГОСТ 21534-76 «Нефть. Методы определения содержания хлористых солей» и ГОСТ 6370-83 «Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей» соответственно.

Допускается определение показателей, составляющих балласт нефти, проводить анализаторами, имеющими свидетельство Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Росстандарта) об утверждении типа, и при наличии соответствующих МИ, аттестованных в установленном порядке.

Отбор проб нефти производят по ГОСТ 2517-12 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб».

Испытания нефти представители сдающей и принимающей сторон проводят совместно в испытательной лаборатории, аккредитованной в установленном порядке.

3.5 Нефть при приеме и сдаче должна соответствовать требованиям ГОСТ Р 51858.

3.6 Техническое состояние и метрологическое обеспечение СИКН обеспечивает владелец СИКН. Взаимоотношения между сдающей и принимающей сторонами, между владельцем СИКН и организацией, проводящей техническое обслуживание СИКН, определяются договорами, «Инструкцией по эксплуатации СИКН», РД 39-109-91 «Положение о системе технического обслуживания и ремонта узлов учета нефти и поверочных установок» и настоящими Рекомендациями.

3.7 На основании настоящих Рекомендаций и инструкций по эксплуатации средств измерений, технологического и вспомогательного оборудования на каждую СИКН, владелец разрабатывает «Инструкцию по эксплуатации СИКН», учитывающую конкретные условия эксплуатации, типовая форма которой рекомендована в приложении 1 настоящих Рекомендаций. «Инструкцию» утверждают стороны, сдающая и принимающая нефть, и согласовывает организация, проводящая техническое обслуживание СИКН.

Пересмотр «Инструкции по эксплуатации СИКН» производят через каждые 5 лет. В течение срока действия в «Инструкцию» допускается вносить изменения и дополнения, согласованные сторонами, утвердившими «Инструкцию».

3.8 Состав СИКН, технические и метрологические характеристики СИ и оборудования, входящих в состав СИКН, должны соответствовать проекту, разработанному на основании требований: технического задания на проектирование, МИ 2825-2003 «Рекомендация. ГСИ. Системы измерений количества и показателей качества нефти. Метрологические и технические требования к проектированию», ГОСТ Р 8.595, настоящих Рекомендаций, других нормативных документов (в том числе, вновь принятых после ввода в действие настоящих Рекомендаций), требования которых распространяются на СИКН в процессе их проектирования.

3.9 Находящиеся в эксплуатации СИКН приводят в соответствие требованиям вновь введенных в действие нормативных и методических документов (требования которых распространяются на СИКН) в сроки, определенные мероприятиями, разработанными и утвержденными владельцем СИКН и согласованными другой (сдающей или принимающей) стороной.

3.10 Проект должен иметь положительное заключение о метрологической экспертизе соответствующего ГНМЦ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии, аккредитованного на право выполнения указанной работы.

4 Обеспечение единства измерений

4.1 Вновь вводимые в эксплуатацию (выпускаемые) СИКН согласно порядку, предусмотренному МИ 2773-2002 «Рекомендация. ГСИ. Порядок метрологического и технического обеспечения ввода в промышленную эксплуатацию систем измерений количества и показателей качества нефти», в целом подлежат испытаниям с целью утверждения типа и внесению в Государственный реестр СИ в соответствии с приказом Минпромторга РФ № 1081 от 30 ноября 2009 г. «Об утверждении порядка проведения испытаний стандартных образцов или средств измерений в целях утверждения типа, порядка утверждения типа стандартных образцов или типа средств измерений, порядка выдачи свидетельств об утверждении типа стандартных образцов или типа средств измерений. Установления и изменения срока действия указанных свидетельств и интервала между поверками средств измерений, требований к знакам утверждения типа стандартных образцов или типа средств измерений и порядка их нанесения». Испытания и первичную поверку СИКН в целом при вводе ее в эксплуатацию проводит Государственный центр испытаний средств измерений Росстандарта, аккредитованный в установленном порядке. В дальнейшем СИКН в целом подлежит периодической поверке в установленном законодательством Российской Федерации порядке.

4.2 СИ подлежат первичной и периодической поверкам в установленном законодательством Российской Федерации порядке, аккредитованными в соответствии с законодательством Российской Федерации об аккредитации в национальной системе аккредитации на проведение поверки СИ юридическими лицами при выпуске из производства или ремонта, при ввозе по импорту и эксплуатации в соответствии с требованиями правил по метрологии ПР 50.2.006 «ГСИ. Порядок проведения поверки средств измерений» и других нормативных документов, перечень которых приведен в приложении 2 настоящих Рекомендаций.

4.3 Периодическую поверку СИ рекомендовано проводить по графикам владельца СИКН, согласованными с руководителем метрологической службы, осуществляющей поверку СИ, с предоставлением копий графиков (или выписок из графиков) принимающей, сдающей сторонам и организации, проводящей техобслуживание. Периодическую поверку СИ рекомендовано проводить не реже:

Примечание - После каждого капитального ремонта, ремонта, связанного с изменением вместимости, в том числе вследствие его оснащенности (или переоснащенности) дополнительным внутренним оборудованием, резервуар подлежит внеочередной поверке.

В обоснованных случаях изменение интервала между поверками СИ производят по согласованию с организациями, проводившими испытания данного СИ в целей утверждения типа.

4.4 Расходомеры, установленные в БИК, их ВА, если расходомер применяется в комплекте, перепадомеры и манометры, измеряющие перепад давления на фильтрах, и другие СИ, результаты измерений которых не влияют на погрешность измерения массы нефти, калибруют не реже 1 раза в год.

4.5 Внеочередную поверку СИ, входящих в состав СИКН, рекомендуется проводить в соответствии с требованиями правил по метрологии ПР 50.2.006, а ПР и поточных ПП - дополнительно в случае получения отрицательных результатов при текущем КМХ;

Внеочередную поверку ПР рекомендуется проводить также:

- при отклонении значений вязкости нефти в условиях эксплуатации от значений, при которых проводилась поверка турбинных ПР, более допускаемых пределов, установленных в описании типа ПР, при отсутствии в СОИ алгоритма коррекции по вязкости;

- при отклонении значений f/v (отношения частоты к вязкости) в условиях эксплуатации от значений рабочего диапазона параметров f/v, при котором проводилась поверка турбинных ПР, если СОИ имеет функцию коррекции по вязкости;

- по требованию стороны, сдающей или принимающей нефть.

4.6 Калибровку СИ, перечисленных в 4.4, проводят метрологической службой владельца СИКН или организации, аккредитованной на право выполнения калибровочных работ.

4.7 МИ массы разрабатывают и утверждают в соответствии с ГОСТ Р 8.563-2009 «ГСИ. Методика (методы) измерений» с оформлением свидетельства об аттестации и дальнейшей регистрацией в установленном порядке.

4.8 Программный комплекс, применяемый в АРМ-оператора, аттестуют соответствующим ГНМЦ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в соответствии с требованиями МИ 2174-91 «Рекомендация. ГСИ. Аттестация алгоритмов и программ обработки данных при измерениях. Основные положения» и МИ 2676-2001 «Рекомендация. ГСИ. Методика метрологической аттестации алгоритмов и программ обработки данных результатов измерений при определении объема и массы нефти и нефтепродуктов. Общие положения» с оформлением свидетельства о метрологической аттестации.

5 Определение массы нефти

5.1 Измерение массы нефти косвенным методом динамических измерений

5.1.1 Массу нефти при косвенном методе динамических измерений рекомендуется определять с помощью ПР и поточных ПП. В этом случае массу вычисляет СОИ как произведение соответствующих значений:

- объема и плотности нефти, приведенной к условиям измерения объема;

- или объема и плотности нефти, приведенных к стандартным условиям согласно ГОСТ Р 8.595.

При определении объема нефти рекомендуется применять преобразователи объемного расхода (турбинные, лопастные, роторные, ультразвуковые и др.), преобразователи давления и температуры, СОИ.

5.1.2 При определении плотности нефти рекомендуется применять поточные ПП, преобразователи давления и температуры, СОИ.

5.1.3 Рекомендуемый состав СИКН косвенным методом динамических измерений приведен в таблице 1.

Таблица 1

Примечания к таблице 1

1 * - пределы допускаемой относительной погрешности в диапазоне расходов.

2 ** - пределы допускаемой относительной погрешности в точке расхода.

3 *** - пределы допускаемой приведенной погрешности.

4 **** - пределы допускаемой абсолютной погрешности.

5 На существующих СИКН до их реконструкции допускается применение преобразователей давления с пределами допускаемой приведенной погрешности ±0,6 %.

6 ^(**) - При применении частотного регулятора числа оборотов циркуляционного насоса регулятор расхода в БИК не устанавливают.

7 Вместо контрольного ПР может быть установлен ЭПР, если это предусмотрено ТЗ на проектирование СИКН. Также может применяться ЭПР, установленный на мобильной (передвижной) установке. Периодичность поверки ЭПР устанавливается в описании типа (приложение к свидетельству об утверждение типа).

5.1.4 На выходе каждой ИЛ, на входе и выходе ПУ устанавливают преобразователь давления и манометр, преобразователь температуры и стеклянный термометр. На выходном коллекторе СИКН - преобразователь давления и манометр.

5.1.5 Рекомендуемые основные требования к СОИ и АРМ-оператора.

5.1.5.1 Перечень функций, выполняемых СОИ:

- вычисление объема нефти при рабочих условиях и приведение к стандартным условиям, согласно ГОСТ Р 8.595, в т.ч. по каждой измерительной линии;

- вычисление текущего значения плотности нефти при температуре и давлении в БИК;

- приведение текущего значения плотности нефти к условиям измерения объема нефти и к стандартным условиям согласно ГОСТ Р 8.595;

- вычисление массы нефти;

- вычисление средневзвешенного значения плотности нефти при условиях измерения объема за отчетный период (2 часа, смена, сутки) и приведение к стандартным условиям согласно ГОСТ Р 8.595;

- вычисление средневзвешенных значений температуры и давления для каждой измерительной линии и для СИКН в целом за отчетный период (2 часа, смена, сутки);

- ввод с возможностью изменения предельных значений параметров, указанных в проекте СИКН или в свидетельстве о поверке СИ;

- автоматическая корректировка коэффициента преобразования турбинного ПР от изменения расхода или расхода и вязкости;

- автоматическое (по заданию оперативного персонала с АРМ-оператора) выполнение поверки рабочих ПР без нарушения процесса измерения количества и показателей качества нефти;

- автоматический контроль, индикация, сигнализация и регистрация предельных значений параметров нефти;

- формирование текущих отчетов, актов приема-сдачи, паспортов качества нефти;

- управление пробоотбором;

- контроль метрологических характеристик рабочих ПР по ПУ, эталонному или контрольному ПР;

- замещение поверяемого рабочего ПР контрольным для измерения количества нефти, проходящей через поверяемый ПР во время его поверки;

- сравнение показаний двух одновременно работающих преобразователей плотности и выдача сигнала при превышении установленного предела;

- вычисление массы нетто при вводе с клавиатуры АРМ-оператора значений содержания воды, хлористых солей и мехпримесей, определенных в испытательной лаборатории, в том числе и лабораторными экспресс-анализаторами, или при автоматическом вводе результатов измерений показателей качества поточными преобразователями при их наличии в составе СИКН;

- вычисление массы нефти с вычетом массы воды, содержащейся в нефти и измеренной поточным влагомером, согласно МИ, разработанной для СИКН;

- индикация и автоматическое обновление на экране монитора текущих значений технологических параметров СИКН и качественных параметров нефти согласно техническому заданию на проектирование или техническому заданию на программное обеспечение СИКН;

- защиту от несанкционированного доступа к константам системы, участвующим в вычислении массы нефти, результатов поверки и КМХ ПР;

- формирование журнала аварийных событий, в том числе регистрацию изменений констант системы с указанием паролей доступа;

- формирование протоколов поверки рабочих и эталонного ПР, протоколов КМХ рабочих ПР;

- формирование аварийных сигналов при наличии (появлении) свободного газа в нефти, предельных значений содержания воды в нефти, вязкости нефти, расхода по ИЛ и БИК;

5.1.5.2 Конкретный перечень функций, обязательных к реализации в СОИ, определяют в техническом задании на проектирование СИКН или техническом задании на разработку программного обеспечения СОИ.

5.1.5.3 Требования и перечень (объем) технологической и измерительной информации, отображаемых на мониторе АРМ-оператора, перечень отчетных документов, формируемых в АРМ-оператора, определяют в техническом задании на разработку программного обеспечения АРМ-оператора.

5.1.6 Рекомендуемые основные требования к эксплуатации СИКН

5.1.6.1 ПР поверяют на месте эксплуатации по утвержденным в установленном порядке методикам поверки с помощью ПУ (I или II разряда) или эталонного преобразователя расхода с пределами допускаемой относительной погрешности в точке расхода не более ±0,1 %. Диапазоны измерений ПУ и ЭПР (м³/ч) должны соответствовать проектному рабочему диапазону расходов через ПР.

5.1.6.2 При отключении рабочего и при отсутствии резервного поточного ПП плотность нефти определяют эталонным или лабораторным плотномером, или ареометром с учетом систематических погрешностей измерения плотности, установленных в свидетельствах об аттестации соответствующей МИ плотности по Р 50.2.075-2010 «Рекомендации по метрологии. ГСИ. Нефть и нефтепродукты. Лабораторные методы измерения плотности, относительной плотности и плотности в градусах API».

5.1.6.3 В процессе эксплуатации СИКН рекомендуется контролировать следующие параметры:

а) Расход нефти через измерительные линии или значение f/v в зависимости от вида реализации в СОИ градуировочной характеристики ПР.

Расход нефти или значение f/v должны находиться в пределах рабочего диапазона расходов или значений f/v соответственно, указанных в свидетельстве о поверке ПР.

б) Расход нефти через БИК.

Расход нефти через БИК должен обеспечить:

- эксплуатацию поточных преобразователей, установленных в БИК, без отклонения их метрологических характеристик от установленных величин;

- достоверность и представительность отбираемой пробы. Должно обеспечиваться соотношение расходов потока в трубопроводе в месте отбора и в трубопроводе БИК в соответствии с ГОСТ 2517.

Значение расхода нефти через пробозаборное устройство, требуемого для обеспечения достоверности и представительности отбора проб, вычисляют согласно приложению 3 настоящих Рекомендаций.

Поддержание требуемого расхода обеспечивают регулятором расхода, установленным в БИК, или изменением числа оборотов циркуляционного насоса (при применении частотного регулятора числа оборотов). Значение расхода контролируют расходомером, установленным в БИК.

в) Избыточное давление нефти после ПР.

При эксплуатации обеспечивают режим бескавитационной работы ПР, для чего избыточное давление после ПР устанавливают и поддерживают не менее значения, определяемого по формуле

где Р - минимальное значение избыточного давления после ПР, МПа;

Р_н - давление насыщенных паров, определенное в соответствии с ГОСТ 1756 при максимальной температуре нефти в СИКН, МПа;

ΔР - перепад давления на ПР, указанный в техническом паспорте на данный тип, МПа.

Пример - Исходные данные для расчета:

Р_н = 500 мм рт. ст. = 0,067 МПа; ΔР = 0,05 МПа.

Минимальное значение избыточного давления после ПР должно быть не ниже:

Р = 2,06⋅0,067 + 2⋅0,05 = 0,24 МПа.

г) Перепад давления на фильтрах.

Перепад давления на фильтрах должен быть не более значения, указанного в паспорте на данный тип фильтра, или не должен превышать значения 2ΔР_ф, где ΔР_ф - перепад давления на фильтре при максимальном расходе, определенный на месте эксплуатации (на конкретном СИКН) после чистки фильтра.

Чистку фильтров проводят при достижении перепада давления 2ΔР_ф, но не реже одного раза в квартал с оформлением акта.

д) Вязкость нефти.

д1) При отсутствии устройства по корректировке коэффициента преобразования турбинного ПР по вязкости, вязкость нефти не должна отличаться от значений, при которых проводилась поверка турбинного ПР, более чем на:

±2⋅10^-6 м²/с - для турбинных ПР «Турбоквант», «Норд-М» Ду 40 - 200;

±5⋅10^-6 м²/с - для турбинных ПР «Ротоквант» Ду 400, Ду 250, Ду 200, Ду 150; МИГ Ду 40, Ду 65, Ду 100, Ду 150, Смит-150, Смит-200;

±10⋅10^-6 м²/с - для турбинных ПР МИГ-200, МИГ-250, МИГ-400, Смит-250.

Для других типов ПР пределы изменений вязкости не должны превышать значений, установленных при проведении испытаний для целей утверждения типа этих ПР.

д2) При наличии устройства или алгоритма корректировки коэффициента преобразования ПР от изменения вязкости значение f/v должно находиться в пределах рабочего диапазона значений f/v, указанных в свидетельстве о поверке ПР.

5.1.6.4 Поверку и КМХ рабочих ПР проводят без нарушения учетных операций количества и качества нефти.

5.1.6.5 Учет количества нефти при отказах СИ и оборудования СИКН, повреждении пломб и оттисков клейм и при поступлении на СИКН некондиционной нефти проводят согласно приложению 4 настоящих Рекомендаций.

5.1.6.6 Для поддержания СИКН в работоспособном состоянии рекомендуется осуществлять комплекс мероприятий и операций.

5.1.7 Основные требования к эксплуатации ПР.

5.1.7.1 При эксплуатации проводят периодические поверки (очередные, при необходимости - внеочередные) и КМХ преобразователей расхода.

5.1.7.2 Во время поверки рабочего ПР измерение количества нефти, проходящей через рабочий ПР во время его поверки, допускается проводить с использованием контрольного ПР.

5.1.7.3 Поверку ПР проводят на месте эксплуатации в комплекте с элементами измерительных линий (струевыпрямителями, если они предусмотрены проектом, прямыми участками) с соблюдением требований методики поверки ПР.

5.1.7.4 Поверку ПР проводят в ручном или автоматическом режиме. Коэффициент(ы) преобразования(й) ПР, определенный(е) при поверке, устанавливают в СОИ вручную или автоматически.

5.1.7.5 В зависимости от способа реализации в СОИ градуировочной характеристики ПР его коэффициент(ы) преобразования(й) представляют в виде:

- постоянного значения во всем рабочем диапазоне расходов (К_д, имп/м³);

- постоянных значений коэффициента преобразования в поддиапазонах расходов (К_дд, имп/м³);

- вычисляемых значений коэффициента преобразования в точках поддиапазона расходов или отношения значения расхода (частоты ПР) к вязкости (К_вычj, имп/м³).

5.1.8 Контроль метрологических характеристик ПР

5.1.8.1 В интервале между поверками проводят КМХ рабочих ПР согласно графикам. Порядок разработки, утверждения и согласования графика регламентируется в «Инструкции по эксплуатации СИКН». Графики проведения КМХ разрабатывают с учетом межконтрольного интервала ПР, установленного в соответствии 5.1.9.

По требованию одной из сторон (сдающей или принимающей) проводят внеочередной КМХ.

При КМХ определяют вязкость нефти поточным вискозиметром, при его отсутствии - в испытательной лаборатории при температуре нефти в ПР (с отклонением ±3,0 °С), имеющей место при КМХ. Значение вязкости, измеренное поточным вискозиметром или в испытательной лаборатории, вносят в протокол КМХ.

5.1.8.2 КМХ ПР, находящихся в резерве на момент проведения КМХ остальных ПР, допускается не проводить. КМХ ПР, находящихся в резерве более одного межконтрольного интервала, должно проводится в течение смены после ввода его в рабочий режим в текущей точке расхода согласно 5.1.8.5 а).

5.1.8.3 Результаты КМХ рекомендуется оформлять протоколом, автоматически формирующимся в АРМ оператора (приложения 5, 6 настоящих Рекомендаций). При отказе АРМ-оператора протоколы оформляют вручную. Протоколы подписывают представители сторон, принимающей и сдающей нефть, и организации, проводящей техническое обслуживание СИКН.

5.1.8.4 При КМХ ПР рекомендуется определять фактическое(ие) значение(я) коэффициента(ов) преобразования(й) на месте эксплуатации в рабочем диапазоне расходов (К_д, К_дд или К_j) и относительного(ых) отклонения(й) его(их) значения(й) от значения(й) коэффициента(ов) преобразования(й), установленного(ых) во вторичной аппаратуре ПР или СОИ, или вычисляемого(ых) СОИ.

5.1.8.5 КМХ ПР рекомендуется проводить по ПУ, контрольному или эталонному ПР в следующем порядке:

а) При любом виде реализации в СОИ градуировочной характеристики ПР КМХ в текущей (рабочей) точке расхода (или f/v), имеющего место на момент проведения КМХ. Технологическое подключение контролируемого ПР к ПУ, контрольному или эталонному ПР без вывода контролируемого ПР из режима измерения и изменения значения текущего расхода через него.

Далее, в зависимости от вида реализации в СОИ градуировочной характеристики ПР, проводят операции в порядке, рекомендуемом ниже.

б) Если градуировочная характеристика ПР реализована в СОИ (ВА) в виде постоянного значения коэффициента преобразования в рабочем диапазоне расходов (К_д), то КМХ ПР проводят при минимальном и максимальном значениях расходов рабочего диапазона, указанных в свидетельстве о поверке ПР.

в) Если градуировочная характеристика ПР реализована в СОИ (ВА) в виде постоянных значений коэффициентов преобразований в поддиапазонах расходов (К_дд), то КМХ ПР проводят в каждом поддиапазоне расходов в средней точке, кроме поддиапазона согласно а) настоящего пункта.

г) Если градуировочная характеристика ПР реализована в СОИ (ВА) в виде ломаной линии, соединяющей значения коэффициентов преобразования в различных точках диапазона расходов (К_j), и СОИ (ВА) имеет функцию коррекции коэффициента в зависимости от расхода, КМХ проводят в каждом отрезке ломаной линии (поддиапазоне расходов) в средней точке, кроме поддиапазона согласно а) настоящего пункта.

д) Если градуировочная характеристика ПР реализована в СОИ в виде полинома второго порядка зависимости К = F (f/v) и градуировочная характеристика разбита на поддиапазоны, КМХ проводят в каждом поддиапазоне значений f/v в одной точке, кроме поддиапазона согласно а) настоящего пункта.

е) Если СОИ автоматически устанавливает коэффициент преобразования ПР, определенный при КМХ, после подтверждения персоналом необходимости установки нового коэффициента, то КМХ проводят только согласно а) настоящего пункта.

5.1.8.6 Если ПР эксплуатируется при стабильном значении расхода (с отклонением не более ±10,0 %) в течение двух межконтрольных интервалов подряд (до и после проведения текущего КМХ), по обоюдному согласию сдающей и принимающей сторон, что регламентируют в «Инструкции по эксплуатации СИКН», КМХ допускается проводить только согласно 5.1.8.5 а).

5.1.8.7 В случае несоблюдения условия 5.1.8.6 или эксплуатации ПР в различных поддиапазонах расходов в течение двух межконтрольных интервалов подряд (до и после проведения текущего КМХ) КМХ проводят согласно 5.1.8.5 а), б), в), г), д).

Примечание - КМХ ПР согласно 5.1.8.5 в), г), д) допускается проводить только в тех поддиапазонах расходов, в которых эксплуатируется ПР в течение двух межконтрольных интервалов подряд (до и после текущего КМХ).

5.1.8.8 Определение коэффициента преобразования ПР в каждой контролируемой точке расхода проводят в соответствии с требованиями методики поверки ПР. В каждой точке расхода проводят не менее 3-х измерений. Значение коэффициента преобразования вычисляют до пяти значащих цифр.

5.1.8.9 С целью уменьшения интенсивности эксплуатации ПУ допускается проводить КМХ рабочих ПР по контрольному, предварительно определив отклонение его коэффициентов преобразования в каждой точке расхода (К_j) от значений, полученных при поверке. При этом должны соблюдаться условия:

- среднеквадратичное отклонение результатов 5-ти последовательных измерений должно быть не более 0,02 %.

- отклонение значений К_j, полученных при КМХ от значений, установленных в свидетельстве о поверке, не должно превышать ±0,1 %.

В случае невыполнения перечисленных условий КМХ ПР по контрольному ПР не проводят.

5.1.8.10 Порядок и методику КМХ рабочих ПР по контрольному ПР в случае отсутствия (отказа) на СИКН ПУ (или ЭПР) или по другим причинам, не позволяющим выполнение операций 5.1.8.9, регламентируют в «Инструкции по эксплуатации СИКН».

5.1.8.11 Относительное(ые) отклонение(я) коэффициента(ов) преобразования(й) ПР, полученного(ых) при КМХ, от установленного(ых) или вычисляемых в СОИ значений коэффициентов вычисляют по формулам:

а) Для случая 5.1.8.5 а):

где δ_тчк - значение относительного отклонения, полученное при проведении КМХ в текущей (рабочей) точке расхода, %;

К_тек - значение коэффициента преобразования, полученное при проведении КМХ в текущей (рабочей) точке расхода, имп/м³;

К_уст - значение коэффициента преобразования, установленное в СОИ (или ВА) согласно свидетельству о поверке ПР, или вычисляемое СОИ, имп/м³;

В зависимости от вида реализации в СОИ (или в ВА) градуировочной характеристики ПР в формуле (2) значение К_уст принимают равным:

- К_Д, если градуировочная характеристика ПР в СОИ (или в ВА) реализована согласно 5.1.8.5 б);

- К_jДД, если градуировочная характеристика ПР в СОИ (или в ВА) реализована согласно 5.1.8.5 в), где j - поддиапазон расходов, в котором находится текущая (рабочая) точка расхода при КМХ;

- К_вычj (значение коэффициента преобразования ПР, вычисленное СОИ), если градуировочная характеристика ПР в СОИ реализована согласно 5.1.8.5 г) и д);

б) Для случая 5.1.8.5 б):

где δ_Д - значения относительных отклонений, полученные при КМХ на минимальном и максимальном значениях расхода рабочего диапазона соответственно, %;

К_{(мин, макс)} - значения коэффициентов преобразований ПР, полученные при КМХ на минимальном и максимальном значениях расхода рабочего диапазона соответственно, имп/м³;

К_Д - постоянное значение коэффициента преобразования, установленное в СОИ (или ВА) согласно свидетельству о поверке ПР, имп/м³.

Примечание - по формуле (3) δ_Д вычисляют для значений К_мин и К_макс соответственно.

в) Для случая 5.1.8.5 в):

где δ_kДД - значение относительного отклонения, полученное при КМХ в контролируемой точке k-то поддиапазона расходов, %;

К_k - значение коэффициента преобразования ПР, определенное при КМХ в контролируемой точке k-го поддиапазона расходов, имп/м³;

К_kДД - постоянное значение коэффициента преобразования k-то поддиапазона расходов, установленное в СОИ (или ВА) согласно свидетельству о поверке ПР, имп/м³.

г) Для случая 5.1.8.5 г):

где δ_kотр - значение относительного отклонения, полученное при КМХ в контролируемой точке k-то отрезка ломаной линии (k-го поддиапазона расходов), %;

К_kотр - значение коэффициента преобразования, определенное при КМХ в контролируемой точке k-то отрезка ломаной линии (k-го поддиапазона расходов), имп/м³;

 - значение коэффициента преобразования в k-м отрезке ломаной линии (k-м поддиапазоне расходов), вычисленное СОИ для контролируемой точки расхода, имп/м³.

д) Для случая 5.1.8.5 д):

где δ_kпол - значение относительного отклонения, полученное при КМХ в контролируемой точке k-то участка полинома (k-го поддиапазона расходов), %;

К_k - значение коэффициента преобразования, определенное при КМХ в контролируемой точке k-то участка полинома (k-го поддиапазона расходов), имп/м³;

 - значение коэффициента преобразования в k-м участке полинома (k-м поддиапазоне расходов), вычисленное СОИ для контролируемой точки расхода, имп/м³.

е) Для случая 5.1.8.5 е):

где δ_j - значение относительного отклонения, полученное при КМХ в j-ой точке расхода, %;

К_j - коэффициент преобразования в j-ой точке расхода, определенный при КМХ, имп/м³;

К_вычj - коэффициент преобразования, вычисленный СОИ для j-ой точки расхода, имп/м³.

5.1.8.12 В формулах с (2) по (7) значения коэффициентов преобразований, определяемых при КМХ, принимают равным среднеарифметическим значениям коэффициентов преобразований n-го количества измерений в каждой точке (j-й) расхода (К_срj), вычисляемых по формуле:

где К_ij - значение коэффициента преобразования ПР при КМХ, определенное при i-м измерении в каждой точке (j-й) расхода, имп/м³;

n - количество измерений в каждой точке (j-й) расхода.

5.1.8.13 Абсолютные значения относительных отклонений коэффициентов преобразований, определенные по формулам (2), (3), (4), (5), (6) и (7), не должны превышать 0,15 %.

5.1.8.14 Если отклонение коэффициента преобразования превышает допустимый предел, при участии всех заинтересованных сторон выясняют причину, принимают меры по их устранению (исключая демонтаж и разборку ПР, могущую повлечь за собой изменение коэффициента преобразования ПР) и проводят повторный КМХ.

5.1.8.15 При получении отрицательных результатов повторного контроля ПР демонтируют, проводят ревизию (при необходимости, ремонт) и внеочередную поверку. Порядок выявления причин отрицательных результатов КМХ излагают в «Инструкции по эксплуатации СИКН».

5.1.8.16 В случае положительных результатов контроля ПР выводят из работы и включают в работу не менее чем через час. После включения в работу начинают отсчет следующего межконтрольного интервала.

Примечание - Условие согласно 5.1.8.17 только для СИКН, эксплуатирующихся в непрерывном режиме.

5.1.9 У становление межконтрольного интервала ПР.

5.1.9.1 Для вновь построенной СИКН и после реконструкции СИКН с заменой ПР до ввода СИКН в промышленную эксплуатацию (в период опытно-промышленной эксплуатации) определяют межконтрольный интервал проведения КМХ ПР.

Межконтрольный интервал определяют также после текущего и капитального ремонта ПР.

5.1.9.2 Установление межконтрольного интервала рекомендуется выполнять организации, проводящей техническое обслуживание СИКН, совместно с представителями сдающей и принимающей сторон.

5.1.9.3 Согласно методике поверки ПР и с учетом реализации в СОИ (или в ВА) градуировочной характеристики ПР определяют его коэффициент(ы) преобразования(й), устанавливают его (их) в СОИ (или в ВА) и включают ПР в режим непрерывной работы.

5.1.9.4 При непрерывной работе ПР в течение 30-ти суток (не менее) с интервалом 5 суток рекомендуется проводить определение его коэффициента преобразования, вычислять относительное отклонение полученного коэффициента преобразования от значения, установленного в СОИ (или в ВА) согласно 5.1.9.3.

Примечания: 1 Подключение ПР к ПУ или к ЭПР производят без изменения значения расхода нефти через ПР.

2 Определение коэффициента преобразования ПР проводят в одной точке (при текущем расходе) с использованием ПУ или ЭПР.

5.1.9.5 Относительное отклонение коэффициента преобразования вычисляют для точки текущего расхода согласно 5.1.8.12 в зависимости от вида реализации в СОИ (ВА) градуировочной характеристики ПР.

5.1.9.6 При выявлении превышения отклонения коэффициента преобразования ПР значения, установленного 5.1.8.14, в течение интервала времени менее 30-ти суток, дальнейшие испытания рекомендуется прекратить и для ПР установить межконтрольный интервал.

Пример - Если через 15 суток отклонение значения коэффициента преобразования не превысило допускаемые пределы, а в 20-е сутки превысило - межконтрольный интервал устанавливают 15 суток.

5.1.9.7 В случае отсутствия превышения отклонения коэффициента преобразования ПР значения, установленного в 5.1.8.14, в течение 30 суток и более дальнейшие испытания рекомендуется также прекратить, межконтрольный интервал установить 30 суток.

5.1.9.8 Межконтрольный интервал (интервал стабильной работы) в зависимости от интенсивности эксплуатации ПР рекомендуется установить либо в часах наработки, либо в календарном времени (сутки).

5.1.9.9 Установление межконтрольного интервала представители сторон согласно

5.1.9.2 оформляют трехсторонним актом, величину межконтрольного интервала вносят в формуляр СИКН.

5.1.9.10 Допускается установление межконтрольного интервала проводить по другим методикам, утвержденным сдающей и принимающей нефть сторонами и согласованным Государственными региональными центрами стандартизации, метрологии и испытаний.

5.1.9.11 При эксплуатации ПР в течение одного календарного года и более без текущего или капитального ремонта и при изменении физико-химических параметров нефти по согласию сдающей и принимающей сторон допускается устанавливать новый межконтрольный интервал после повторного выполнения операций, изложенных в 5.1.9.3 - 5.1.9.9.

5.1.10 Основные требования к поверке и градуировке поточных ПП

5.1.10.1 Поверку поточных ПП проводят по измерительному комплекту металлических напорных пикнометров или по эталонному плотномеру.

5.1.10.2 Поверку поточных ПП рекомендуется проводить одним из нижеследующих методов:

а) без демонтажа на месте их эксплуатации в рабочих условиях;

б) с демонтажем на поверочной установке с использованием рабочей жидкости (нефти) и созданием рабочих условий, идентичных условиям эксплуатации поточных ПП в БИК;

в) с демонтажем на поверочном стенде.

5.1.10.3 Поверочный стенд - стенд, позволяющий проводить поверки ПП на жидкостях с разными значениями плотности и при разных значениях давления, оснащенный эталонным плотномером или измерительным комплектом металлических напорных пикнометров.

5.1.10.4 Основной метод поверки поточных ПП - на месте эксплуатации в рабочих условиях.

5.1.10.5 Поверку ПП проводят по методикам поверки, утвержденным и зарегистрированным в установленном порядке.

5.1.10.6 После поверки (очередной или внеочередной) на поверочном стенде или на поверочной установке перед установкой ПП на место эксплуатации проводят контроль его работоспособности по воздушной точке в присутствии представителей сдающей и принимающей сторон.

Для этого в БИК или другом приспособленном помещении подают на ПП питание, подключают его к измерительной линии плотности и проводят отсчет выходного сигнала. Температура окружающего воздуха в БИК или в помещении должна быть (20 ± 5) °С.

5.1.10.7 При контроле согласно 5.1.10.6 период колебаний выходного сигнала ПП должен соответствовать значению, указанному в сертификате фирмы-изготовителя, с отклонением не более:

±0,2 мкс для ПП «Solartron» NT 1762;

±0,06 мкс для ПП «Solartron» 7830, 7835; «Sarasota» FD 950, 960.

5.1.10.8 Градуировку ПП рекомендуется проводить в случаях, если:

а) отклонение периода колебаний выходного сигнала превышает пределы, указанные в 5.1.10.7;

б) при поверке пределы допускаемой погрешности ПП превышают установленные значения.

5.1.10.9 Градуировку поточных ПП проводят на поверочном стенде, поверочной установке или на рабочем месте по действующим методикам с последующей поверкой в установленном порядке.

5.1.11 Контроль метрологических характеристик поточных ПП

5.1.11.1 Контроль MX поточных ПП рекомендуется проводить не реже одного раза в 10 дней одним из способов, изложенным ниже. Результаты контроля метрологических характеристик оформляют протоколом контроля MX ПП, который формируются в АРМ-оператора (приложения 7, 8, 9, 10, 11 настоящих Рекомендаций).

При отсутствии или отказе АРМ-оператора протокол следует оформлять вручную.

5.1.11.2 При контроле сравнивают результаты измерений ПП с результатами измерений плотности эталонным плотномером или переносной пикнометрической установкой в рабочих условиях (при рабочих значениях плотности, температуры и давлении нефти), которые подключают последовательно к контролируемому ПП.

5.1.11.3 При отсутствии эталонного плотномера и переносной пикнометрической установки допускается контроль MX рабочего ПП проводить по резервному ПП (при его наличии в БИК) при условии, если резервный ПП после последнего контроля его MX не эксплуатировался в режиме рабочего и имел положительные результаты контроля MX.

При этом оба ПП подключаются последовательно друг с другом.

5.1.11.4 При контроле MX ПП с использованием эталонного плотномера или резервного ПП проводят не менее трех последовательных измерений. Для каждого измерения должно выполняться условие

где ρ_плi - плотность нефти, измеренная рабочим ПП при i-м измерении, кг/м³;

ρ_oi - плотность нефти, измеренная эталонным плотномером или резервным ПП при i-м измерении, кг/м³;

Δ_пл - предел допускаемой абсолютной погрешности рабочего ПП, кг/м³;

Δ_о - предел допускаемой абсолютной погрешности эталонного плотномера или резервного ПП согласно свидетельству о поверке, кг/м³.

5.1.11.5 При несоблюдении условия (9) для одного из измерений результат этого измерения из обработки исключают и проводят еще одно дополнительное измерение.

5.1.11.6 В случае несоблюдении условия (9) для двух измерений и более и в случае повторного невыполнения условия (9) после выполнения дополнительного измерения согласно 5.1.11.5 выполняют операции согласно 5.1.11.13.

5.1.11.7 При контроле MX с использованием переносной пикнометрической установки проводят одно измерение.

Должно выполняться условие

где ρ_пл - плотность нефти, измеренная рабочим ПП, кг/м³;

ρ_ппр - плотность нефти, измеренная переносной пикнометрической установкой, кг/м³;

Δ_пл - предел допускаемой абсолютной погрешности рабочего ПП, кг/м³;

Δ_ппр - предел допускаемой абсолютной погрешности переносной пикнометрической установки согласно свидетельству о поверке, кг/м³.

5.1.11.8 При отсутствии возможности проведения контроля MX ПП способами, изложенными в 5.1.11.2 и 5.1.11.3, контроль MX ПП проводят сличением результата его измерений (ρ_пл, кг/м³) с результатом измерения плотности нефти ареометром или лабораторным плотномером и вычисляют разность плотностей, кг/м³, по формуле

где ρ_лпрi - значение плотности, измеренное ареометром или лабораторным плотномером i-й точечной пробы нефти, отобранной в момент измерения ρ_плi, с учетом систематической погрешности метода (из свидетельства о метрологической аттестации МИ плотности) и приведенное к условиям в БИК согласно Р 50.2.075, (кг/м³).

5.1.11.9 Рекомендуется проводить не менее трех последовательных измерений. Для каждого измерения должно выполняться условие

где Δ_мет - погрешность метода измерения плотности нефти ареометром или лабораторным плотномером из свидетельства о метрологической аттестации МИ плотности согласно Р 50.2.075, (кг/м³).

5.1.11.10 При несоблюдении условия (12) для одного из измерений результат этого измерения из обработки исключают и проводят еще одно дополнительное измерение.

5.1.11.11 В случае несоблюдения условия (12) для двух измерений и более и в случае повторного невыполнения условия (12) после выполнения дополнительного измерения согласно 6.1.11.10 выполняют операции согласно 5.1.11.13.

5.1.11.12 При несоблюдении условий (9), (10), (12) выясняют причины: ошибки оператора, несоблюдение условий контроля, неучтенные факторы и т.д.

5.1.11.13 Если причины, влияющие на результаты контроля MX, не установлены, внутреннюю полость измерительной трубки контролируемого ПП промывают, очищают от отложений и мехпримесей. Промывку и очистку от отложений рекомендуется производить без демонтажа ПП. После чего проводят повторный контроль его MX согласно 5.1.11.3 и 5.1.11.4, или 5.1.11.7, или 5.1.11.8 и 5.1.11.9.

5.1.11.14 При повторном невыполнении условий (9), (10), (12) проводят внеочередную поверку поточного ПП.

5.1.11.15 Для анализа технической надежности и стабильности MX ПП, для реализации диагностики метрологических отказов результаты КМХ рекомендуется заносить и сохранять в АРМ-оператора и индицировать на экране монитора в виде графиков (трендов).

5.1.12 Определение массы нефти при отказах и отключениях поточных ПП

5.1.12.1 Порядок перехода на определение плотности нефти в испытательной лаборатории определяют в «Инструкции по эксплуатации СИКН».

Порядок вычисления массы нефти на период отказа или отключения ПП регламентируют в МИ массы нефти или в другом документе, прилагаемом к договору на транспортировку нефти.

5.1.12.2 При отказе рабочего ПП и при отсутствии резервного (или при отказе обоих ПП) массу нефти за смену (М_см, т) вычисляют по формуле:

где V_см - объем нефти, измеренный СИКН за смену в рабочих условиях, или этот же объем, приведенный к стандартным условиям согласно ГОСТ Р 8.595, м³;

ρ_расч - расчетное значение плотности нефти, которое применяют для вычисления массы нефти за смену, кг/м³;

5.1.12.3 Расчетное значение плотности нефти (ρ_расч) определяют:

а) При отборе среднесменной пробы нефти автоматическим пробоотборником.

Измеряют плотность нефти среднесменной пробы ареометром или лабораторным

плотномером, на результат измерения вводят поправку согласно свидетельству о метрологической аттестации соответствующей МИ плотности, полученное значение плотности приводят или к условиям измерения объема нефти за смену согласно Р 50.2.075, или к стандартным условиям согласно требованиям ГОСТ Р 8.595.

б) При отказе или отсутствии автоматического(их) пробоотборника(ов).

б1) Каждые два часа производят отбор точечной пробы нефти. Измеряют плотность нефти точечной пробы ареометром или лабораторным плотномером, на результат измерения вводят поправку согласно свидетельству о метрологической аттестации соответствующей МИ плотности, полученное значение плотности приводят или к условиям измерения объема нефти за смену согласно Р 50.2.075, или к стандартным условиям согласно ГОСТ Р 8.595. После этого:

б2) При равномерном режиме перекачки (откачки) нефти в течение смены расчетное значение плотности нефти (ρ_расч, кг/м³) вычисляют по формуле

где ρ_i - значение плотности i-й точечной пробы в течение смены согласно 5.1.12.3 б1), кг/м³;

n - количество точечных проб нефти в течение смены.

б3) При неравномерном режиме перекачки (откачки) нефти в течение смены расчетное значение плотности нефти (ρ_расч, кг/м³) вычисляют по формуле

где ΔV_i - приращение объема перекачанной (откачанной) нефти за период между двумя последовательными отборами точечных проб, м³;

ρ_i - значение плотности i-й точечной пробы в течение смены согласно 5.1.12.3 б1), кг/м³.

Примечание - Режим перекачки (откачки) в течение смены считают неравномерным, если объемы перекачки или откачки (м³) за два последовательных периода отличаются на 10 % и более. (Период - 2 часа).

5.1.12.4 Массу нефти, перекачанной (откачанной) в течение суток, (М_сут, т) вычисляют как сумму масс нефти, вычисленных за каждую смену, по формуле

где n - количество смен в течение суток.

5.1.12.5 Вычисление массы нефти за смену и за сутки при отказе обоих ПП допускается производить в СОИ или АРМ-оператора вводом с клавиатуры расчетных значений плотности нефти при наличии в СОИ или АРМ-оператора соответствующих алгоритмов вычислений.

5.1.12.6 Эксплуатацию СИКН без поточного(ых) ПП допускают в течение 2-х месяцев (не более). В течение указанного периода владелец СИКН принимает меры по восстановлению вышедшего(их) из строя поточного(ых) ПП или замене его (их) исправным(и).

5.2 Измерение массы нефти прямым методом динамических измерений

5.2.1 Рекомендуемый состав СИКН для измерения массы нефти прямым методом динамических измерений приведен в таблице 2.

Таблица 2

Примечания к таблице 2

1 * - пределы допускаемой относительной погрешности в диапазоне расходов.

2 ** - пределы допускаемой относительной погрешности в точке расхода.

3 *** - пределы допускаемой приведенной погрешности.

4 **** - пределы допускаемой абсолютной погрешности.

5 ^(**) - при применении частотного регулятора числа оборотов циркулярного насоса регулятор расхода в БИК не устанавливают.

6 Допускается размещать измерительные линии и БИК в общем укрытии или в общем блок-боксе по МИ 2825, МИ 2837-2003 «Рекомендация. ГСОИ. Приемо-сдаточные пункты нефти. Метрологическое и техническое обеспечение».

5.2.2 В процессе эксплуатации рекомендуется контролировать смещение нуля массомера в соответствии с техническим описанием на массомер конкретного типа.

5.2.3 Первичную и периодическую поверки массомеров проводят на месте эксплуатации с помощью объемных ПУ (стационарных и передвижных) и поточных ПП или передвижных массомерных установок.

Поверку массомеров проводят согласно требованиям нормативных документов, приведенных в приложении 2 настоящих Рекомендаций.

5.2.4 Контроль MX массомеров проводят с использованием любого поверочного средства согласно 5.2.3 или контрольного массомера.

5.2.5 Контроль MX массомеров проводят не реже одного раза в месяц по следующей методике.

При любом значении расхода из рабочего диапазона массомера одновременно проводят измерения массы нефти контролируемым массомером и одним из средств согласно 5.2.4, которые подключают последовательно друг с другом. При контроле проводят не менее трех последовательных измерений.

Примечания

1 При контроле MX комплектом объемного ПУ и поточным ПП плотность нефти, измеренную поточным ПП, приводят к условиям измерения объема нефти поверочной установкой согласно Р 50.2.075.

2 При контроле MX контрольным массомером численное значение массы, измеренное рабочим массомером за одно измерение (т), должно быть не менее 5 % от значения расхода контролируемой точки.

5.2.6 Относительное отклонение результатов измерений массы контролируемым массомером для каждого измерения (δ_i, %) вычисляют по формуле

где М_i - масса нефти, измеренная контролируемым массомером при i-м измерении, т;

M_конi - масса нефти, измеренная контрольным средством согласно 5.2.4 при i-м измерении, т.

5.2.7 Абсолютное значение относительного отклонения (δ_i, %) по результатам контроля MX для каждого измерения не должно превышать 0,25 %.

5.2.8 При несоблюдении условия 5.2.7 для одного из измерений результат этого измерения из обработки исключают и проводят еще одно дополнительное измерение.

5.2.9 В случае несоблюдении условия 5.2.7 для двух измерений и в случае повторного невыполнения условия 5.2.7 после выполнения дополнительного измерения согласно 5.2.8 принимают меры по выяснению и установлению причин, вызвавших несоблюдение условия, и проводят повторный контроль MX массомера.

В случае повторного невыполнения условия 5.2.7 проводят внеочередную поверку массомера.

5.2.10 В случае эксплуатации массомера в диапазоне расходов от 10 % до 90 % от максимального значения его предела измерений (пропускной способности, т/ч) контроль MX рекомендуется проводить при минимальном и максимальном расходах рабочего диапазона.

Необходимость проведения контроля MX массомера при минимальном и максимальном расходах определяют в «Инструкции по эксплуатации СИКН».

5.3 Основные рекомендации к монтажу, эксплуатации и обслуживанию преобразователей давления и температуры

5.3.1 При монтаже преобразователей давления принимают меры, обеспечивающие:

5.3.1.1 Исключение замерзаний нефти в импульсных трубках при отрицательных температурах окружающей среды: преобразователи устанавливают выше точки отбора, импульсные трубки прокладывают таким образом, чтобы обеспечить полное стекание нефти из импульсных трубок в нефтепровод при выводе измерительной линии или СИКН в целом из работы, при необходимости применяют разделительные сосуды, заполненные незамерзающей жидкостью.

5.3.1.2 Возможность стравливания воздушных (газовых) «пробок» из измерительных камер преобразователей при включении в работу измерительной линии или СИКН в целом после плановых или неплановых остановок.

5.3.2 Эксплуатацию и техническое обслуживание преобразователей давления и температуры проводят в строгом соответствии с требованиями, установленными инструкциями заводов (фирм)-изготовителей.

5.3.3 После вывода измерительной линии или СИКН в целом из работы при отрицательных температурах окружающей среды оперативный персонал проводит контроль опорожнения (при необходимости производит опорожнение) импульсных трубок, если преобразователь давления с точкой отбора давления обвязан без разделительного сосуда. При включении в работу измерительной линии или СИКН в целом оперативный персонал производит стравливание воздушных (газовых) «пробок» из измерительных камер преобразователей давления.

5.3.4 Оперативный персонал не менее одного раза в месяц (при отключенной из работы измерительной линии или СИКН в целом) проводит контроль наличия масла в термокарманах для преобразователей температуры.

5.3.5 В интервале между поверками преобразователей давления и температуры периодический контроль их MX не проводят.

Примечание - Факторы, влияющие на MX ПР и поточных преобразователей качества нефти (изменение вязкости, плотности нефти, кристаллизация парафина при низких температурах нефти, попадание грубых посторонних включений в нефть), не вызывают изменения MX преобразователей давления и температуры.

5.4 Вычисление массы нетто нефти

5.4.1 Массу нетто нефти (М_Н, т) вычисляют как разность массы нефти (М, т) и массы балласта по формуле

где m - масса балласта, т;

W_В - массовая доля воды в нефти, %;

W_МП - массовая доля механических примесей в нефти, %;

W_XC - массовая доля хлористых солей в нефти, %, вычисленная по формуле

где φ_хс - концентрация хлористых солей в нефти, мг/дм³;

ρ_v - плотность нефти при условиях измерения объема нефти, кг/м³.

Если определяется объемная доля воды в нефти, то массовую долю вычисляют по формуле

где φ_в - объемная доля воды в нефти, %;

ρ_дист - плотность дистиллированной воды при температуре определения объема нефти, кг/м³.

5.4.2 Определение содержания балласта в нефти производят в испытательной лаборатории с использованием проб, отбираемых автоматическими пробоотборниками или вручную в соответствии с ГОСТ 2517.

5.4.3 При наличии на СИКН поточных анализаторов качества нефти (преобразователей влагосодержания) определение содержания балласта допускается производить с их применением согласно аттестованными в установленном порядке МИ. В этом случае в «Инструкции по эксплуатации СИКН» определяют порядок поверки и контроля MX поточных преобразователей.

6 Оформление результатов измерений

6.1 Общие требования

6.1.1 Каждые два часа или через интервалы времени, установленные в договорах на транспортировку нефти, автоматически формируют и регистрируют результаты измерений в «Журнале регистрации показаний средств измерений СИКН» (приложение 12 настоящих Рекомендаций).

6.1.2 При измерении массы нефти косвенным методом динамических измерений регистрируют результаты измерений:

- объемов нефти (м³), измеренных каждым рабочим ПР и всей СИКН в рабочих условиях и приведенных к стандартным условиям;

- плотности нефти (кг/м³), измеренной поточным плотномером, приведенной к условиям измерения объема и к стандартным условиям;

- массы нефти (т), измеренной каждым рабочим ПР и всей СИКН.

6.1.3 При измерении массы нефти прямым методом динамических измерений регистрируют результаты измерений (автоматически):

- массы нефти (т), измеренной каждым рабочим массомером и всей СИКН.

6.1.4 До оснащения СИКН АРМ-оператора или при его отказе результаты измерений в «Журнале регистрации показаний средств измерений СИКН» регистрируют вручную, считывая показания с дисплея СОИ (или сумматора) или электромеханических счетчиков.

6.1.5 Результаты измерений (определения) качественных показателей нефти формируют автоматически в АРМ оператора или вручную в виде «Паспорта качества нефти». Для формирования в АРМ-оператора «Паспорта качества нефти» результаты измерений качественных показателей нефти вводят с клавиатуры. Формы паспортов качества приведены в приложениях 13, 14, 15, 16 настоящих Рекомендаций.

В случае применения поточных анализаторов качества нефти, результаты их измерений используют в вычислении массы нетто нефти и выводят на печатающее устройство с интервалом выдачи распечаток, установленным сдающей и принимающей сторонами.

6.1.6 На основании результатов измерений рекомендуется оформлять «Акт приема-сдачи нефти» (сдача по СИКН) автоматически в СОИ или АРМ-оператора с выводом на печатающее устройство.

До оснащения СОИ или АРМ-оператора соответствующим алгоритмом или при их отказе «Акт приема-сдачи нефти» оформляется вручную. Формы «Акта приема-сдачи нефти» рекомендуются приложениями 17, 18, 19 настоящих Рекомендаций.

Акты приема-сдачи нефти оформляют для партии и для валовых объемов нефти.

Паспорта качества нефти оформляют каждую смену.

6.1.7 Документы согласно 6.1.5, 6.1.6, оформленные как вручную, так и автоматически, являются основными отчетными документами при приеме-сдаче нефти.

Формированные автоматически документы согласно 6.1.5 и 6.1.6 хранят в архиве СОИ или АРМ-оператора. Сроки хранения документов определяют в техническом задании на разработку программного обеспечения СОИ или АРМ-оператора, согласованном сдающей и принимающей сторонами.

6.1.8 Должностных лиц, ответственных за прием-сдачу нефти, рекомендуется назначать приказами руководителей сдающей и принимающей сторон. Оформление и подписание приемо-сдаточных документов ответственных лиц за прием-сдачу нефти рекомендуется проводить на основании доверенностей, оформленных на них руководителями сдающей и принимающей сторон соответственно.

6.1.9 Образцы подписей ответственных лиц за прием-сдачу нефти рекомендуется хранить на ПСП и в бухгалтериях сдающей и принимающей сторон.

6.2 Оформление (заполнение) паспортов качества нефти

В паспорта качества нефти рекомендуется записывать:

6.2.1 Средневзвешенные значения температуры, давления и плотности нефти соответственно при условиях измерения объема за смену (п.п 1, 2, 3 приложений 13, 14, 15 настоящих Рекомендаций).

Примечания: 1 Средневзвешенные значения перечисленных параметров вычисляют автоматически в СОИ или АРМ-оператора при наличии соответствующих алгоритмов. При отсутствии алгоритмов вычисления средневзвешенных значений производят вручную по значениям приращений объема нефти (м³) за каждые 2 часа.

2 При отказе или при отсутствии поточных ПП в испытательной лаборатории измеряют плотность нефти ареометром или лабораторным плотномером, на результат измерения вводят поправку согласно свидетельству о метрологической аттестации соответствующей МИ плотности. Полученное значение плотности приводят к средневзвешенным значениям температуры и давления в условиях измерения объема нефти за смену согласно Р 50.2.075.

6.2.2 Средневзвешенные значения плотности нефти при 20 °С и 15 °С соответственно за смену (п.п 4, 5 приложений 13, 14, 15 и п.п 1 и 2 приложения 16 настоящих Рекомендаций).

Примечания: 1 Средневзвешенные значения плотности при перечисленных температурах вычисляют автоматически в СОИ или АРМ-оператора согласно алгоритму: мгновенные значения плотности, измеренные поточным ПП, приводят к 20 °С и 15 °С соответственно по ГОСТ Р 8.595, по приведенным значениям вычисляют средневзвешенные значения.

2 При отказе или при отсутствии поточных ПП в испытательной лаборатории измеряют плотность нефти ареометром или лабораторным плотномером, на результат измерения вводят поправку согласно свидетельству о метрологической аттестации соответствующей МИ плотности, полученное значение плотности приводят к 20 °С и 15 °С соответственно согласно ГОСТ 8.595-2010 ГСИ. Плотность и объем нефти. Таблицы коэффициентов пересчета плотности и массы или Р 50.2.075.

6.2.3 Результаты испытаний, определенные в испытательной лаборатории согласно методам и с периодичностью, установленными ГОСТ Р 51858 (остальные пункты приложений 13, 14, 15, 16).

6.3 Рекомендации по оформлению (заполнению) актов приема-сдачи нефти

6.3.1 В «шапке» таблицы в колонках «дата, смена» записывают дату и номера смен.

6.3.2 Для каждой смены записывают значения показателей, перечисленных в колонке «показатели» таблицы:

- нарастающие значения результатов измерений объема (м ) и массы (т) нефти СИКН (зарегистрированные СОИ или ВА) на начало и конец смены соответственно;

- объема (м³) и массы (т) нефти, принятой (сданной) в течение смены, как разность нарастающих значений результатов измерений объема (м³) и массы (т) нефти СИКН на начало и конец смены соответственно;

- средневзвешенные значения температуры (°С), давления (МПа) и плотности нефти (кг/м³), приведенные к условиям измерения объема;

- поправку на плотность (только при отказе поточных ПП) - из свидетельства о метрологической аттестации соответствующей МИ плотности (кг/м³);

- процентное содержание массовой доли балласта всего и составляющих балласта (воды, механических примесей), концентрацию хлористых солей (мг/дм³) из паспорта качества;

- процентное содержание массовой доли хлористых солей, вычисленное согласно формуле (19);

- массовое содержание серы (%) из паспорта качества;

- массу балласта (m, т), вычисленную по формуле

- массу нетто нефти, вычисленную согласно формуле (18);

6.3.3 Под таблицей записывают значение массы нефти нетто (прописью), как сумму масс нетто нефти за каждую смену.

6.4 Кроме того, рекомендуется использовать формы актов приема-сдачи нефти по показаниям СИКН, а также формы паспортов качества для поставки нефти в соответствии с Р 50.2.040-2004 «Рекомендации по метрологии. ГСИ. Метрологическое обеспечение учета нефти при ее транспортировке по системе магистральных нефтепроводов. Основные положения».

Приложение 1
(рекомендуемое)
Форма «Инструкции по эксплуатации СИКН»

Приложение 2
(справочное)
Перечень нормативных документов, применяемых при поверках и испытаниях
средств измерений

Примечание - Данный перечень может быть дополнен нормативными документами по поверке СИ, прошедших испытания в целях утверждения типа и признанных годными для применения в составе СИКН по результатам метрологической экспертизы проектной документации.

Приложение 3
(рекомендуемое)
Расчет расхода нефти через пробозаборное устройство

Расчет расхода нефти через пробозаборное устройство выполняют в соответствии с требованием ГОСТ 2517 п. 4.13.1.2, устанавливающем требование о равенстве скорости жидкости на входе в пробозаборное устройство и линейной скорости жидкости в трубопроводе в месте отбора проб в том же направлении (условие изокинетичности пробоотбора).

Значение расхода на входе в пробозаборное устройство и в трубопроводе БИК рассчитывают по формуле

где Q_ПЗУ - расход на входе в пробозаборное устройство, м³/ч;

Q_тр - расход в трубопроводе в месте отбора проб, м³/ч;

S_ПЗУ - площадь входного поперечного сечения пробозаборного устройства, мм²;

S_тр - площадь поперечного сечения трубопровода, мм².

Примечание - Фактическое значение расхода Q_ПЗУ согласно ГОСТ 2517 (п. 4.13.1.3) может отличаться от рассчитанного по формуле (1) в два раза в большую или меньшую сторону.

Примеры.

1 Определить расход через пробозаборное устройство из трех трубок диаметром d = 15 мм, установленное на трубопроводе диаметром = 200 мм, при среднем объеме перекачки Q_тр = 600 м³/ч.

2 Определить расход через пробозаборное устройство из пяти трубок с соотношением диаметров трубок d₁:d₂:d₃ = 6:10:13, d₁ = 12 мм, d₂ = 20 мм, d₃ = 26 мм. Пробозаборное устройство установлено на трубопроводе Ду = 1200 мм, средний объем перекачки Q_тр = 4000 м³/ч.

Примечание - При применении пробозаборных устройств щелевого типа для расчетов значение площади входного поперечного сечения (S_ПЗУ) берут из паспорта на пробозаборное устройство.

Приложение 4
(рекомендуемое)
Порядок учета нефти при отказах СИ и оборудования СИКН, повреждении пломб
и оттисков клейм и при поступлении на СИКН некондиционной нефти

1 Порядок учета нефти при отключениях или отказах СИ и оборудования, входящих в состав СИКН, приведен в таблице 1

Таблица 1

2 Переход на резервные ИЛ и ведение учетных операций при отказе поточных преобразователей.

2.1 Дополнительно к отказам, перечисленным в таблице 1, переход на резервную измерительную линию осуществляют в случаях:

а) неустранимых утечек нефти в местах соединений ИЛ;

б) повышения перепада давления на фильтрах выше значения, указанного в 5.1.6.3 г) настоящих Рекомендаций;

в) отказа преобразователей давления и температуры, установленных на рабочей ИЛ.

2.2 При отказе рабочего и резервного ПП массу нефти определяют согласно 5.1.12 настоящих Рекомендаций.

2.3 При отказе рабочего и резервного преобразователя вязкости, вязкость измеряют лабораторным вискозиметром и результаты измерений вводят в СОИ ежесменно.

2.4 При переходе на резервную ИЛ поток нефти переключают на резервную ИЛ, работающую ИЛ закрывают, нефть дренируют, закрытые задвижки проверяют на герметичность. В оперативном журнале регистрируют время отключения неисправной и время включения резервной линии.

3 Порядок ведения учетных операций с применением СИКН при повреждении клейм или пломб

3.1 При сдаче и приеме каждой смены оперативный персонал сдающей и принимающей сторон проводит проверку целостности пломб и оттисков клейм с записью в соответствующем журнале.

3.2 При обнаружении повреждений оттисков клейм или пломб оперативный персонал извещает диспетчерские службы предприятий принимающей и сдающей сторон соответственно.

3.3 При обнаружении повреждений пломб или оттисков поверительных клейм на ПР, поточных преобразователях для измерения параметров качества и СОИ проводят внеочередной контроль метрологических характеристик без остановки учетных операций с применением СИКН.

3.4 В случае получения положительных результатов контроля представители сдающей, принимающей сторон и сервисной организации комиссионно принимают решение о возможности дальнейшего ведения учетных операций с составлением акта произвольной формы и вызывают поверителя для проведения внеочередной поверки или для восстановления пломбы или оттиска поверительного клейма.

4 Переход на резервную схему учета нефти

4.1 Переход на резервную схему учета нефти осуществляют в случаях:

а) одновременного отказа ПР, фильтров или струевыпрямителей на рабочей и резервной ИЛ или нескольких рабочих ИЛ, если расход, через одну исправную ИЛ из оставшихся превышает допустимые пределы рабочего диапазона ПР согласно свидетельству о его поверке;

б) отклонения значения вязкости выше указанных в 5.1.6.3 д1) настоящих Рекомендаций при отсутствии устройства по корректировке коэффициента преобразования турбинного ПР по вязкости и при отказе СОИ с коррекцией коэффициента преобразования турбинного ПР по вязкости;

в) падения давления нефти после ПР ниже значения, определенного по формуле (1) настоящих Рекомендаций, и невозможности установления нормируемого значения;

г) реконструкции и проведения плановых работ по обслуживанию, требующих остановку СИКН, - по взаимному согласию сдающей и принимающей сторон;

д) отключения электроэнергии (при отсутствии резервирования электроснабжения);

е) наличия утечек нефти через задвижки (или отказ), установленных на байпасном трубопроводе СИКН;

ж) аварийных ситуаций, при которых эксплуатация СИКН невозможна (пожар и т.д.).

Примечание - Отсутствие дополнительных СИ не является причиной перехода на резервную схему учета нефти.

4.2 Решение о переходе на резервную схему учета принимает оперативный персонал сдающей и принимающей сторон с извещением своих вышестоящих инстанций. При переходе на резервную схему учета:

а) в «Журнале регистрации показаний средств измерений СИКН» записывают время отключения, показания СОИ (результаты измерений на бланках регистрации) или других средств измерений, производят лабораторные испытания пробы нефти, отобранной автоматическим пробоотборником, и оформляют акт приема-сдачи нефти за период с момента составления предыдущего акта приема-сдачи нефти до момента отключения СИКН;

б) рекомендуется составлять «Акт отключения СИКН № __» в 3-х экземплярах согласно приложению 21 настоящих Рекомендаций.

4.3 По одному экземпляру «Акт отключения СИКН № __» хранится в течение 12 месяцев в предприятиях сдающей и принимающей сторон и в подрядной организации, осуществляющей техническое обслуживание СИКН.

4.4 Оперативный персонал владельца СИКН в течение суток (не более) извещает подрядную организацию, осуществляющую техническое обслуживание СИКН о переходе на резервные СИ вследствие отказа рабочих и на резервную схему учета

4.5 До включения СИКН в работу массу нефти определяют по резервной схеме, согласованной предприятиями сдающей и принимающей сторон для каждой СИКН и изложенной в «Инструкции по эксплуатации СИКН».

4.6 Определение массы нефти по резервной схеме проводят согласно аттестованной МИ массы, разработанной для резервной схемы учета.

5 Прекращение учетных операций

5.1 Прекращение (временное) учетных операций осуществляют в случаях:

а) при содержании воды в нефти более 1,0 %;

б) срабатывании датчика(ов) или индикатора(ов) контроля наличия свободного газа в нефти с учетом переходного периода согласно инструкции по эксплуатации датчика или индикатора;

в) при полном отказе основной и резервной схем учета.

5.2 Решение о прекращении учетных операций принимает оперативный персонал сдающей и принимающей сторон с извещением своих вышестоящих инстанций.

5.3 При прекращении учетных операций составляют «Акт отключения СИКН №__» в 3-х экземплярах согласно приложению 21 настоящего РД, если до прекращения учетные операции велись с применением СИКН.

5.4 Порядок оформления прекращения учетных операций, если до прекращения учетные операции велись по резервной системе, излагают в МИ массы резервной системой учета.

5.5 Оперативный персонал принимает меры по выявлению причин возникновения некондиционной нефти, при необходимости, проводит испытания точечных проб нефти в испытательной лаборатории с целью оценивания количества воды, в БИК - определение содержания свободного газа в нефти при наличии технической возможности и соответствующего устройства.

5.6 Возобновление учетных операций производит оперативный персонал сдающей и принимающей сторон по письменному разрешению (телефонограмме, факсограмме) вышестоящей инстанции принимающей стороны.

Приложение 5
(рекомендуемое)
Форма протокола контроля MX ПР по поверочной установке

Приложение 6
(рекомендуемое)
Форма протокола контроля MX рабочего ПР по контрольному ПР

Приложение 7
(рекомендуемое)
Форма протокола MX рабочего ПП по резервному ПП

 

Приложение 8
(рекомендуемое)
Форма протокола КМХ рабочего ПП по эталонному плотномеру

Приложение 9
(рекомендуемое)
Форма протокола КМХ рабочего ПП по переносной пикнометрической установке

Приложение 10
(рекомендуемое)
Форма протокола КМХ рабочего ПП по ареометру при наличии на СИКН МИ
плотности ареометром

Приложение 11
(рекомендуемое)
Форма протокола КМХ рабочего ПП по лабораторному плотномеру при наличии
на СИКН МИ плотности лабораторным плотномером

Приложение 12
(обязательное)
Форма «Журнала регистрации показаний средств измерений СИКН»