---

лЛо-^.ЮО, <¹°>

‘ *1

где Ку_к— среднее значение коэффициента преобразования ПР ву-й точке рабочего диапазона расхо­дов, полученное при КМХ, имп./м³;

Kj— значение коэффициента преобразования ву-й точке рабочего диапазона расходов, опреде­ленное при поверке, имп./м³;

100 — коэффициент пересчета в проценты.

Если отклонение полученного значения коэффициента преобразования от значения, указанного в свидетельстве о поверке, не превышает допускаемого предела погрешности для данного преобразова­теля расхода, то результаты контроля считают положительными.

Если отклонение коэффициента преобразования превышает допустимый предел, выясняют при­чины, принимают меры по их устранению (исключая демонтажи разборку ПР, могущую повлечь за собой изменение коэффициента преобразования ПР) и проводят повторный КМХ.

При получении отрицательных результатов повторного КМХ ПР демонтируют, проводят ревизию (при необходимости ремонт) и внеочередную поверку.

В межповерочном интервале проводят контроль метрологических характеристик массомеров с применением эталонных массомеров или комплектом ТПУ (или компакт-прувера) и поточного плотноме­ра. Допускается проводить КМХ рабочих массомеров по контрольному.

Контроль метрологических характеристик массомеров проводят не реже одного раза в месяц в рабочей точке расхода на момент проведения КМХ. Выполняют не менее трех измерений.

Отклонение показаний массомера по результатам контроля 5 вычисляют по формуле

М-М_п 5= • 100,

где М— масса брутто нефти, измеренная массомером, кг;

М_р— масса брутто нефти, измеренная эталонным массомером, комплектом ТПУ (или компакт-пру­вера) и ПП или контрольным массомером, кг;

100 — коэффициент пересчета в проценты.

Если отклонение показаний массомера по результатам контроля не превышает ± 0,25 %, результат КМХ считают положительным. Если отклонение показаний массомера превышает ± 0,25 %, выясняют причины, принимают меры по их устранению (исключая демонтаж массомера) и проводят повторный КМХ.

При получении отрицательных результатов повторного КМХ массомер демонтируют, проводят ревизию (при необходимости ремонт) и внеочередную поверку.

При условии стабильности метрологических характеристик массомера межконтрольный интервал может быть установлен сдающей и принимающей сторонами более одного месяца.

Контроль MX поточного преобразователя плотности проводят не реже:

• одного раза в 10 дней при косвенном методе динамических измерений массы нефти;

• одного раза в месяц при прямом методе динамических измерений массы нефти.

КМХ проводят методом сличений показаний с результатами измерений плотности нефти эталон­ным плотномером или резервным плотномером в рабочих условиях при рабочем значении плотности. При отсутствии или неисправности эталонного плотномера или резервного плотномера допускается проводить контроль MX рабочего ПП по результатам измерения плотности нефти лабораторным мето­дом.

Должно выполняться условие:

Рпл ^— Pol — Діл ⁺ Д> 0 2)

где р_пл — значение плотности нефти, измеренное рабочим ПП, кг/м³;

р₀ — значение плотности нефти, измеренное эталонным (резервным) плотномером или лабора­торным методом (сучетом систематической погрешности метода измерения плотности арео­метром или лабораторным плотномером из свидетельства о метрологической аттестации МВИ плотности согласно МИ 2153 [4]), кг/м³;

д_пл — предел допускаемой абсолютной погрешности рабочего ПП, кг/м³;

До — предел допускаемой абсолютной погрешности эталонного (резервного) ПП или погрешность метода измерения плотности ареометром или лабораторным плотномером из свидетель­ства о метрологической аттестации МВИ плотности согласно МИ 2153 [4], кг/м³.6.6 Порядок отбора проб нефти из трубопровода

Отбор проб нефти из трубопровода осуществляют в соответствии с ГОСТ 2517.

При отборе пробы нефти в блок измерений показателей качества нефти соблюдают условие изоки- нетичности отбора проб. Выполнение условия изокинетичности отбора проб контролируют по преобра­зователю расхода в блоке измерений показателей качества нефти. Расчет изокинетичности отбора проб в БИК должен быть приведен в эксплуатационной документации СИКН.

7. Требования к измерениям массы нефти с применением резервуаров

   1. Требования к погрешности измерений

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто и массы нетто нефти в резервуаре не должны превышать значений, указанных в таблице 3.

Таблица 3

Требования к средствам измерений, применяемым при измерении массы нефти с применением резервуаров, приведены в приложении И.

Перед началом измерений нефть отстаивают в резервуаре не менее двух часов.

Объем нефти в резервуаре определяют по градуировочной таблице резервуара, используя результаты измерения уровня нефти и подтоварной воды.

Методика измерений уровня нефти и подтоварной воды в резервуаре приведена в приложении К.

По измеренному уровню нефти по градуировочной таблице резервуара определяют общий объем нефти и подтоварной воды в резервуаре. По измеренному уровню подтоварной воды по градуировочной таблице определяют объем подтоварной воды в резервуаре.

Вычисляют объем нефти при температуре его измерения, м³, в резервуаре по формуле

У_н= У_о[1 +(2а_ст + а₅)(^-20)], (13)

где У_о — объем нефти в резервуаре, определенный по градуировочной таблице, м³;

а_ст — температурный коэффициент линейного расширения материала стенки резервуара, значе­ния которого для стальных резервуаров принимают равным 12,5 • 10^-6 1/°С, для железобе­тонных резервуаров — 10-Ю^-6 1/°С;

a_s — температурный коэффициент линейного расширения материала рулетки, значения которого принимают равным 12,5-10^-6, для нержавеющей стали, 1/°С;

t_v— температура нефти в резервуаре, °С.

Объем нефти в резервуаре У_о, м³, вычисляют по формуле

= (14)

где — общий объем нефти и подтоварной воды (объем жидкости) в резервуаре, определяемый по градуировочной таблице резервуара, м³;

У_в — объем подтоварной воды в резервуаре, определяемый по градуировочной таблице резерву­ара, м³.

Примечание — При проведении измерений в резервуаре с понтоном или плавающим покрытием к зна­чениям объемов У_ж и /_в в формуле (14) прибавляют значение А/ рассчитанное по приложению Л.

Отбор проб нефти из резервуара проводят в соответствии с ГОСТ 2517.

Измерение температуры проводят непосредственно в пробоотборнике в каждой точечной пробе в соответствии с 7.3.3, которую в дальнейшем используют для составления объединенной пробы.

Измерение плотности проводят в объединенной пробе, составленной по ГОСТ 2517 из точечных проб, или при высоте уровня нефти менее 10ОО мм (остаток после опорожнения) в точечной пробе в соот­ветствии с 7.3.4.

Определение массовых долей воды, механических примесей и хлористых солей в нефти проводят в объединенной пробе, составленной по ГОСТ 2517 из точечных проб.

При отборе точечных проб пустой переносной пробоотборник выдерживают на уровне отбираемой пробы не менее пяти минут. Температуру нефти в пробе измеряют в течение не более трех минут после отбора пробы.

Допускается температуру нефти в резервуаре измерять переносным погружным электронным тер­мометром непосредственно в резервуаре на уровнях, соответствующих уровням отбора точечных проб по ГОСТ 2517 в соответствии с инструкцией по эксплуатации термометра.

х _ + ^ср + (15)

^lv г- ’

где t_H— температура нефти, измеренная на нижнем уровне — на 250 мм выше днища резервуара (при измерении стеклянным термометром — температура нефти в точечной пробе, отобранной по ГОСТ 2517 с нижнего уровня), °С;

f_cp — температура нефти, измеренная на среднем уровне — с середины высоты столба нефти (при измерении стеклянным термометром — температура нефти в точечной пробе, отобранной по ГОСТ 2517 со среднего уровня), °С;

f_B — температура нефти, измеренная на верхнем уровне — на 250 мм ниже поверхности нефти (при измерении стеклянным термометром — температура нефти в точечной пробе, отобран­ной по ГОСТ 2517 с верхнего уровня), °С.

(16)

Плотность нефти измеряют ареометром в объединенной пробе нефти или в точечных пробах. Измерения проводят по ГОСТ 3900 или ASTM D 1298 [3] с учетом требований МИ 2153 [4], в лаборатории или на месте отбора проб (в специально оборудованном месте, защищенном от ветра, осадков, солнеч­ной радиации и оснащенном столиком с ровной горизонтальной поверхностью).

т= V_H p [1 + p(f_p - t_v)] - К, (17)

где У_н — объем нефти в резервуаре при температуре его измерения, м³;

р— плотность нефти, полученная по результатам измерений ареометром, кг/м³;

Р— коэффициент объемного расширения нефти, значения которого рассчитывают в соответ­ствии с МИ 2153 [4], °С"¹;

t_v— температура измерения объема нефти, °С;

t — температура нефти при измерении плотности, °С;

К— поправочный коэффициент на температурное расширение стекла для ареометров.

Для ареометров, отградуированных при температуре 15 °С, поправочный коэффициент вычисля­ют по формуле

К= 1 - 0,000025 (f_p- 15). (18)

Для ареометров, отградуированных при температуре 20 °С, поправочный коэффициент вычисля­ют по формуле

К= 1 - 0,000025 (f_p- 20). (19)

Примечание — Формула (17) может быть применена при разности температур f и t_v не более 15 °С.

Перед началом измерений нефть отстаивают в резервуаре не менее двух часов.

Объем нефти в резервуаре определяют с использованием градуировочной таблицы резервуара по результатам измерений уровня нефти и подтоварной воды с помощью уровнемера (канал измерения уровня). Объем нефти при температуре измерения объема определяют по формуле (13) с учетом приме­чания к 7.3.1 в случае, если измерения проводят в резервуаре с понтоном или плавающей крышей.

Температуру нефти в резервуаре измеряют преобразователями температуры (каналами измере­ния температуры). Среднюю температуру нефти вычисляют по алгоритму применяемой системы изме­рений.

При отсутствии канала измерения температуры температуру нефти измеряют согласно 7.3.3.

Плотность нефти в резервуаре измеряют с помощью канала измерения плотности или стационар­ных преобразователей плотности.