---

Пункты приема-сдачи нефти должны соответствовать МИ 2837 [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.

Допускается применять методы статических измерений (до строительства основной схемы изме­рения в сроки, согласованные сторонами, или на период устранения отказа существующей основной схемы) с пределами допускаемой относительной погрешности измерений, не превышающими значе­ний, установленных ГОСТ 8.587.

В качестве резервной схемы измерений массы нефти применяют методы измерений с пределами допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти не более ± 0,65 % и предела­ми допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти ± 0,75 %.

Периодическую поверку весов, мерников, передвижных поверочныхустановок, преобразователей расхода (в т. ч. массомеров), контрольных преобразователей расхода, эталонных преобразователей расхода, поточных плотномеров, преобразователей давления итемпературы, манометров, установлен­ных на измерительных линиях и в блоке измерений показателей качества нефти, преобразователей серосодержания, преобразователей влагосодержания, вязкости, систем обработки информации выполняют не реже одного раза в год, стационарных поверочных установок, мерников с весами, установ­ленных стационарно и предназначенных для поверки поверочных установок, — не реже одного раза в два года, стеклянных термометров — не реже одного раза в три года, уровнемеров, применяемых в резервной системе учета нефти, — согласно описанию типа, но не реже одного раза в пять лет, резерву­аров, применяемых в резервной схеме учета нефти, — не реже одного раза в пять лет.

Примечание — После каждого капитального ремонта, ремонта, связанного с изменением вместимости резервуара, в том числе вследствие изменения его оснащенности внутренним оборудованием, резервуар подлежит внеочередной поверке.

1. 1. В обоснованных случаях изменение межповерочного интервала СИ проводят по согласова­нию организаций — участников приемо-сдаточных операций и организаций, проводивших испытания данного СИ с целью утверждения типа.

   2. Расходомеры, установленные в блоке измерений показателей качества нефти (далее — БИК), их вторичную аппаратуру, СИ перепада давления, манометры, измеряющие перепад давления на фильтрах, и другие СИ, результаты измерений которых не влияют на погрешность измере­ния массы нефти, калибруют (поверяют) не реже одного раза в год.

   3. Внеочередную поверку СИ, входящих в состав СИКН, проводят в случае повреждения пове- рительного клейма, пломб с поверительными клеймами, утраты свидетельства о поверке, известном или предполагаемом ударном воздействии на средство измерений, а внеочередную поверку преобразо­вателей расхода, массомеров и поточных плотномеров — дополнительно в случае получения отрица­тельных результатов при контроле метрологических характеристик.

2. Оформление отчетной документации о приеме-сдаче нефти

   1. Подтверждением факта приема и сдачи партии нефти является акт приема-сдачи нефти. Акты приема-сдачи нефти оформляют не менее чем в двух экземплярах. Ежемесячно составляют реестр актов приема-сдачи в соответствии с приложением А.

   2. Показания по СИКН регистрируют в журнале регистрации показаний средств измерений в соответствии с приложением Б. При приеме-сдаче нефти по СИКН составляют акт по форме приложе­ния В.

   3. При приеме-сдаче нефти в резервуарах составляют акт по форме приложения Г. Результаты измерений регистрируют в журнале регистрации результатов измерений.

   4. На нефть, отгруженную железнодорожным или водным транспортом, оформляют акты прие­ма-сдачи и отгрузочные документы (накладные, коносаменты) в установленном порядке. Организации магистральных нефтепроводов, осуществляющие приемо-сдаточные операции при сдаче на другой вид транспорта, обеспечивают контроль за соответствием количеств нефти, отраженных в актах прие­ма-сдачи и накладных (или коносаментах).

   5. Обязательным приложением к акту приема-сдачи нефти является документе качестве нефти (паспорт качества нефти по форме приложения Д).

   6. Акты приема-сдачи, оформленные в пункте назначения, подтверждают исполнение обяза­тельств перед грузоотправителями в части транспортирования нефти и являются исходными для после­дующего отражения в отчетных документах.

   7. На ПСП, пунктах слива-налива, нефтебазах устанавливают конкретных ответственных лиц за правильность отражения фактических показателей количества и качества нефти в первичных учетных документах.

3. Требования к измерениям массы нефти динамическими методами

   1. Требования к погрешности измерений

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений с применением СИКН не должны превышать значений, указанных в таблице 2.

Таблица 2

При измерении нефти по показаниям СИКН соблюдают следующие условия:

• наличие свободного газа в нефти недопустимо;

• расход нефти через измерительные линии СИКН должен находиться в пределах рабочего диапа­зона, указанного в свидетельствах о поверке преобразователей расхода;

• вязкость нефти в процессе измерений не должна превышать значений, установленных при про­ведении испытаний с целью утверждения типа преобразователей расхода. Изменение вязкости от зна­чения, при котором проводилась поверка, не должно превышать пределов, установленных для преобразователей расхода данного типа, если не выполняется автоматическая коррекция коэффициен­тов преобразователя расхода в зависимости от вязкости;

• на СИКН должны отсутствовать утечки нефти, посторонние шумы и вибрация, влияющие на работу СИКН.

^m=V' Рп. п П ⁺ Р(^Тр - ^Tv) ⁺7(^pv~ ^Ррїї> 0)

где V— объем нефти, измеренный преобразователем расхода, м³;

р_{п п} — плотность нефти, измеренная преобразователем плотности, кг/м³;

Р— температурный коэффициент объемного расширения нефти, °С^-1, значения которого опреде­ляют в соответствии с МИ 2632 [5];

7"_р — температура нефти в преобразователе плотности, °С;

T_v— температура нефти в преобразователе расхода, °С;

у— коэффициент сжимаемости нефти, МПа^-1, значения которого определяют в соответствии с МИ 2632 [5];

Р_р— избыточное давление в преобразователе плотности, МПа;

P_v— избыточное давление в преобразователе расхода, МПа.

^т “ ^15 ’ Pl 5’ (²)

где р₁₅— плотность нефти, приведенная к температуре 15 °С и нулевому избыточному давлению, кг/м³, определяют по МИ 2153 [4];

V₁₅— объем нефти, приведенный к температуре 15 °С и нулевому избыточному давлению, м³, определяемый по формуле

У₁₅= VCTL_vCPL_v, (3)

где CTL_V— поправочный коэффициент, учитывающий влияние температуры на объем нефти, опреде­ленный для температуры нефти в преобразователе расхода, вычисляемый по формуле

где р₁₅

СР/-,

СТ/-, - ехр[-р₁₅ • Af_u - (1 + 0,8 р₁₅ • A/,)],

(4)

коэффициент объемного расширения нефти при 15 °С; определяют по МИ 2632 [5];

разность температур между температурой нефти при измерении объема (t_v) и стандар­тной температурой (15 °С);

поправочный коэффициент, учитывающий влияние давления на объем нефти, вычис­ляемый по формуле

(5)

где — коэффициент сжимаемости нефти при температуре измерения плотности, определяемый по формуле

у_ґ=10-³ехр -1,6208 + Q00021592/, +

870960 ₍ 42092,

2 ⁺ 2

Р15 Р15

(6)

6.3.4.3 При приведении плотности нефти к температуре 20 °С массу нефти т, кг, вычисляют по формуле

^т ~ /20 Р20’

(7)

^гД^е Р20

/20

плотность нефти, приведенная к температуре 20 °С, определяют по МИ 2153 [4];

объем нефти, приведенный ктемпературе 20 °С и нулевому избыточному давлению, опреде­ляемый по формуле

V =

20 СТ!

^o/l20-15

(8)

где CTZ-20-15 — коэффициент для перевода объема от 15 °С к 20 °С, вычисляемый по формуле

СТ/-20-15 ” ^ехР[^_₽15 • 5 • (1 + 0,8 Р₁₅ • 5)],

(9)

где р₁₅ — коэффициент объемного расширения нефти при температуре 15 °С; определяют по МИ 2632 [5].

Контроль метрологических характеристик преобразователей расхода заключается в определении коэффициента преобразования при рабочих условиях и в рабочем диапазоне расходов и отклонения полученных значений коэффициента преобразования от значений, хранящихся в памяти СОИ в период между поверками.

Контроль метрологических характеристик ПР проводят по трубопоршневой поверочной установке (далее — ТПУ), по компакт-пруверу или эталонному преобразователю расхода на месте эксплуатации не реже одного раза в месяц.

Контроль метрологических характеристик ПР проводят при любом виде реализации в СОИ градуи­ровочной характеристики ПР КМХ в текущей (рабочей) точке расхода, имеющей место на момент прове­дения КМХ. Технологическое подключение контролируемого ПР к ТПУ, компакт-пруверу, контрольному или эталонному ПР осуществляют без вывода контролируемого ПР из режима измерений и изменения значения текущего расхода через него. С целью уменьшения интенсивности эксплуатации ТПУ допуска­ется проводить КМХ рабочих ПР по контрольному, предварительно определив отклонение коэффициен­тов преобразования контрольного ПР в каждой точке расхода от значений, полученных при поверке.

Количество измерений должно быть не менее трех.

Отклонение полученного при контроле значения коэффициента преобразования ву-й точке рабо­чего диапазона расхода определяют по формуле