Масса нефти нетто (прописью) Обозначение1) нефти:.
Сдал: Принял:
личная подпись инициалы, фамилия личная подпись инициалы, фамилия
м.п. м.п.
На территории Российской Федерации обозначение нефти приводят по ГОСТ Р 51858—2002 [1].
Приложение Д
(обязательное)
Формы паспорта качества нефти
Д.1 Форма паспорта качества для поставки нефти на экспорт
ПАСПОРТ КАЧЕСТВА НЕФТИ
CERTIFICATE OF QUALITY
N9 от 20 г.
К акту приема-сдачи нефти № for delivery-acceptance act No
Пункт приема-сдачи нефти Rece і vi n g po і n t
Номер аттестата аккредитации certificate of accreditation
СИКН № Oilmeasurementstation
Мера вместимости Measureofstorag e
Дата и время отбора пробы Date and time of sampling
|
Наименование показателя Quality characteristics |
Метод испытаний Measurement method |
Результат испытаний Test result |
|||
|
1 |
Температура нефти при условиях измерений объема, °С Crude oil temperature at volume measurements conditions, °С |
|
|
||
|
2 |
Давление нефти при условиях измерений объема, МПа Crude oil pressure at volume measurements conditions, MPa |
|
|
||
|
3 |
Плотность нефти при температуре и давлении в условиях измерений объема, кг/м3 Crude oil density at temperature and pressure at volume measurements conditions, kg/m3 |
|
|
||
|
4 |
Плотность нефти при температуре 20 °С, кг/м3 Crude oil density at temperature 20 QC, кд/т3 |
|
|
||
|
5 |
Плотность нефти при 15 °С, кг/м3 Crude oil density at temperature 15 °С, кд/т3 |
|
|
||
|
6 |
Массовая доля воды, % Water content, mass % |
|
|
||
|
|
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3(%) Chloride salt content, mgr/dm3(%) |
|
|
||
|
8 |
Массовая доля механических примесей, % Mechanical admixtures, % |
|
|
||
|
9 |
Массовая доля серы, % Sulphur, mass % |
|
|
||
|
10 |
Давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.) Vapor pressure, kPa (mm Hg) |
|
|
||
Окончание
|
Наименование показателя Quality characteristics |
Метод испытаний Measurement method |
Результат испытаний Test result |
|||
|
11 |
Выход фракций, %: при температуре до (at Т up to) 200 °С Distillation: при температуре до (at Т up to) 300 °С |
|
|
||
|
12 |
Массовая доля парафина, % Paraffin content, mass % |
|
|
||
|
13 |
Массовая доля сероводорода, млн-1 (ppm) Hydrogen sulfide content, mg/kg (ppm) |
|
|
||
|
14 |
Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн-1 (ppm) Total methyl-ethyl mercaptans, mg/kg (ppm) |
|
|
||
|
15 |
Массовая доля органических хлоридов, млн-1 (ppm) Organic chloride content, mg/kg (ppm) |
|
|
||
Пункт 3 заполняют по показаниям поточного плотномера (среднее значение плотности нефти за смену).
Пункты 4 и 5 заполняют по показаниям поточного плотномера (среднее значение плотности нефти за смену), приведенным к стандартным условиям.
При отказе поточного плотномера плотность нефти определяют в испытательной лаборатории.
Обозначение1) нефти
Oil classification:
Представитель исп ытател ьной л аборатори и
л
инициалы, фамилия /пате/
инициалы, фамилия /пате/
ичная подпись/signature/Представитель сдающей стороны предприятие /company/
личная подпись/signature/
Представитель принимающей стороны
предприятие /company/
личная подпись/signature/
инициалы, фамилия /пате/
На территории Российской Федерации обозначение нефти приводят по ГОСТ Р 51858—2002 [1].
Д.2 Форма паспорта качества для поставки нефти на экспорт морским транспортом
ПАСПОРТ КАЧЕСТВА НЕФТИ
CERTIFICATE OF QUALITY
N9 от 20
Порт погрузки /Port of loading/
Разрешение на вывоз /Export permit/
Проба /Sample/ №
Дата отгрузки /Data of loaded/
Название танкера/Tankeг/
|
Количество, тонн Quantity, ton |
Брутто/ Gross |
|
|
|
Наименование показателя Quality characteristics |
Метод испытаний Measurement method |
Результат испытаний Test result |
|
1 Плотность нефти при температуре 20 °С, кг/м3Crude oil density at temperature 20 °С, кд/т3 |
|
|
|
2 Плотность нефти при 15 °С, кг/м3Crude oil density at temperature 15 °С, кд/т3 |
|
|
|
3 Массовая доля воды, % Water content, mass % |
|
|
|
4 Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3 (%) Chloride salt content, mgr/dm3(%) |
|
|
|
5 Массовая доля механических примесей, % Mechanical admixtures, % |
|
|
|
6 Массовая доля серы, % Sulphur, mass % |
|
|
|
7 Давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.) Vapor pressure, kPa (mm Hg) |
|
|
|
8 Выход фракций, %: при температуре до (at Т up to) 200 °С Distillation: при температуре do (at Т up to) 300 °С |
|
|
|
9 Массовая доля парафина, % Paraffin content, mass % |
|
|
|
10 Массовая доля сероводорода, млн-1 (ppm) Hydrogen sulfide content, mg/kg (ppm) |
|
|
|
11 Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн-1 (ppm) Total methyl-ethyl mercaptans, mg/kg (ppm) |
|
|
|
12 Массовая доля органических хлоридов, млн-1 (ppm) Organic chloride content, mg/kg (ppm) |
|
|
Обозначение1) нефти
Oil classification:
Представитель
испытательной лаборатории
личная подпись/signature/
инициалы, фамилия /пате/
На территории Российской Федерации обозначение нефти приводят по ГОСТ Р 51858—2002 [1].
Приложение Е
(рекомендуемое)
Требования к средствам измерений и оборудованию в составе СИКН при применении
косвенного метода динамических измерений
Состав СИКН
В составе СИКН должны быть следующие блоки: блок измерительных линий (БИЛ), блок измерений показателей качества нефти (БИК), блок поверочной установки (БПУ), система обработки информации (СОИ). При необходимости в состав СИКН можно включать другие блоки.
Состав блока измерительных линий
Блок измерительных линий состоит из входного и выходного коллекторов и нескольких измерительных линий (далее — ИЛ): рабочих и резервных. Если на СИКН предусмотрен контроль метрологических характеристик рабочих и резервных ПР по контрольному ПР, в состав БИЛ дополнительно включают контрольную измерительную линию.
В состав каждой измерительной линии должны входить следующие средства измерений и оборудование:
преобразователи объемного расхода жидкости (турбинные, роторные, лопастные, ультразвуковые и др.) с пределами допускаемой относительной погрешности не более ±0,15 % для рабочих и резервных ИЛ и не более ±0,10 % для контрольной ИЛ;
преобразователь температуры с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,2 °С;
преобразователь давления с пределами допускаемой приведенной погрешности не более ± 0,5 %;
манометр с пределами допускаемой приведенной погрешности не более ± 0,6 %;
термометр стеклянный с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,2 °С.
При необходимости в состав ИЛ включают дополнительные средства измерений и оборудование (фильтры, струевыпрямители, датчики перепада давления и др.).
Состав блока измерений показателей качества нефти
В состав БИК должны входить следующие средства измерений и оборудование:
преобразователи плотности поточные с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,36 кг/м3 (рабочий и резервный);
преобразователи вязкости поточные (рабочий и резервный) с пределами допускаемой приведенной погрешности не более ±1,0 %;
преобразователь температуры с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,2 °С;
преобразователь давления с пределами допускаемой приведенной погрешности не более ± 0,5 %;
манометр с пределами допускаемой приведенной погрешности не более ± 0,6 %;
термометр стеклянный с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,2 °С;
автоматические пробоотборники (основной и резервный);
ручной пробоотборник;
преобразователь расхода с пределами допускаемой относительной погрешности не более ± 5,0 %;
преобразователь влагосодержания поточный с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,1 %.
Допускается включать в состав БИК дополнительные средства измерений и оборудование (солемер, преобразователь серосодержания поточный и др.).
Состав блока поверочной установки
В состав БПУ входят следующие средства измерений и оборудование:
трубопоршневая поверочная установка или компакт-прувер с пределами допускаемой относительной погрешности не более ±0,10 %;
преобразователь температуры с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,2 °С на входе и выходе ТПУ;
преобразователь давления с пределами допускаемой приведенной погрешности ± 0,5 % на входе и выходе ТПУ;
манометр с пределами допускаемой приведенной погрешности не более ± 0,6 %;
термометр стеклянный с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ± 0,2 °С.
При необходимости в состав блока поверочной установки включают поточный плотномер.
Система обработки информации
СОИ должна обеспечивать выполнение следующих функций:
Обработку сигналов, поступающих от первичных измерительных преобразователей.
Автоматизированное измерение массы нефти, формирование оперативных (двухчасовых) отчетов, а также формирование отчетных документов по приему-сдаче партии нефти.
Автоматизированное выполнение операций поверки и КМХ с формированием протоколов.
Отображение и регистрацию измерительной и технологической информации:
просмотр в реальном масштабе времени режимов работы ИЛ и измерительных преобразователей;
пределов измеряемых величин, пределов разности показаний преобразователей;
просмотр констант и коэффициентов СИ;
автоматическое построение, отображение и печать графиков измеряемых величин (трендов);
оповещение персонала о нарушениях технологического режима и аварийных ситуациях (вывод сообщения на экран, подача звукового сигнала, вывод на печать);
регистрация событий в журнале событий.
Автоматизированное управление и технологический контроль за работой оборудования:
установку режимов работы ИЛ и измерительных преобразователей БИК;
управление задвижками;
управление пробоотборниками.
Архивирование данных и сохранение отчетных документов о сдаче нефти не менее одного года.
Печать отчетных документов, журналов событий, протоколов поверки и контроля.
Защиту информации и алгоритмов обработки информации от несанкционированного доступа.
СОИ должна иметь резервирование и систему бесперебойного питания. Погрешность СОИ при расчете массы нефти должна быть не более 0,05 %.
Приложение Ж
(рекомендуемое)
Требования к средствам измерений и оборудованию в составе СИКН при применении прямого
метода динамических измерений
