МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ ВНИИСПТнефть

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

ВРЕМЕННАЯ МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ И ВВЕДЕНИЯ ПОПРАВОК НА МАССУ БРУТТО НЕФТИ. ИЗМЕРЯЕМУЮ НА АВТОМАТИЗИРОВАННЫХ УЗЛАХ УЧЕТА НЕФТИ ПРИ УЧЕТНО - РАСЧЕТНЫХ ОПЕРАЦИЯХ МЕЖДУ ПРЕДПРИЯТИЯМИ МИННЕФТЕПРОМА РД 39 - 30 -1238 - 85

1985

Министерство нефтяное промышленности ВНИИСПГнефть

утвЕрадя

первым заместителем иенветра нефтяной промышленности

В.И.Игревсквм 9 января 1985г.

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

семенная методика определения и введения поправок

НА 1ЛССУ БРУТТО НЕФТИ. ИЗМЕРЯЕМУЮ НА АВТОЬЛТИЗИРОВАНКМХ УЗШ УЧЕТА НЕФТИ ПРИ УЧЕТНО-РАСЧЕТНЫХ ОПЕРАЦИЯХ МЕДУ ПРЕДПРИЯТИЯМ МИННВФТЕПРОМА рд 39-30-1238-85

1985

ю

F - коэффициент ожимаеыости нефти ( Fm 1,0* ЛГ⁴ —);

j5 - коэффициент термического расширения нефти (    8,5-ДГ⁴    ОТ¹).

3.2. При отключения автоматического плотномера при определении массы брутто по п.2.2 сушарная относительная погрешность вычисляется по формулам:

	(Г7)
Ap'-(w AfO 2-) (Cu+Ctp )	(18)
АЛ -2\J+ АЪц+ьР* . f V n(n-<) 3	(19)
ЬР-jkjfiL;	(2C)
*-('£) :	(21)
°r~( i	(22)
F P*-К p — t/r K ,	(23)

где    -    относительная погрешность измерения плотности арео

метром. %;

^?тол - предельная допусхаемая погрешность ареометра, т/м³;

Р_А - значение плотности, полученное о помощью ареометра,т/м⁸; 7    -    температурная поправка по ГОСТ 3900-47;

Ct_A “ пена деления термометра, которым замеряется температура пробы в лаборатории,°С;

-    цена деления термометра, которым замеряется температура нефти на УУН,°С;

-    среднее значение давления на УУН;

-    предельная основная погрешность измерения содержания свободного газа в нефти, % (для УОСГ-ЮСМ при ^ < !,(#,

0,С5£);

- погрешность определения поправочного множителя ;

/Гр - значение поправочного множителя, определенное по среднесуточным зна^гэниям параметров по методике, представленной в приложении 7;

П - число суток, за которые усредняется значение поправочного множителя.

Примеры расчета суммарной погрешности УУН для рассмотренных олучаев приведены в приложении 9,

4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОТЧЕТНОЙ ВЕЛИЧИНЫ МАССЫ НВбТИ

4.1.    Если при подсчете баланса между предприятиями Ыяннефте-прома разница сданной и принятой массы нефти не превышает удвоенной погрешности определения массы нетто нефти, то за отчетную величину принимается их среднее значение.

4.2.    В случае, когда разница в сданной и принятой массе нефти превышает удвоенную погрешность определения массы нетто нефти, причины этого расследуются в установленном порядке.

Приложение 3 Обязательное

Акт составляется в трех экземплярах и передается-' 1-экз. - продавцу, 1-экз.-покупателю; 1-экз.-ВПО "СНА*

АКТ

выборочного контроля определения поправок массы брутто нефти

1.

2.

3.

4*

5.

6. 7. 8:

9:

Поправка на    по расчету пр-одавца-покупателя -    т

масоу брутто    по расчету при выборочном контроле-    т

ЗАКЛЮЧЕНИЕ: Расчеты поправок по данным, приведенным в "Журнале регистрации поправок", выполнен верно

(ненужное зачеркнуть)

(подпиоь представителя ВО *СН£)

Рекомендации по конталу прибора У0СГ-10СМ (Ю67.СО.ОО.СЮС.ТО)

Прибор УОСГ-ЮОД устанавливается на входном коллекторе узла учета. Отбор пробы осуществляется через стандартная пятислойный пробоотборник. Сброс жидкости осуществляется после фильтров измерительных линия, так как в этом случае обеспечивается автоматическое поддержание перепада давления на приборе. Вентили 2 (см.рис.) открывается на работапдих измерительных линиях.

Схема подсоединения прибора типа У0СГ-100 М

I - задвижка; 2 - вентиль; 3 - фильтр; 4 - струе-выпрямвтель; 5 - турбинный преобразователь расхода;

6 - входной коллектор; 7 - выходной коллектор;

8 - прибор типа УОСГ-ЮОи; 9-вентилн прибора УОСГ-ЮСМ; 10 - термометр; II - манометр; 12 - прибор типа ЮС.

Приложение 5

Методика яров еде кия проверок коэффициента преобразования ТПР на межповерочном интервале

Проверка ТПР по ТПУ на межловерочр.ом интервале производится для определения фактического значения коэффициента преобразования ТПР в сабочей точке или в рабочем диапазоне расходов и его сопоставления со значением коэффициента, определенным при поверке в выставленным на вторичном приборе.

Проверка коэффициента преобразования ТПР является ведомственной поверкой и производится в соответствии с цействушига НХД по поверке ТПР с учетом слепуадих особенностей:

1.    При проверке определяются значения коэффициента преобразования ТПР э точках расхода, соответствующих максимальному Q _?лах

и минимальному O_mi/l значениям расхода нефти через ТПР на интервале времени между данной проверкой и предыдущей проверкой иди поверкой. По полученным значения?/ ^та% ² ^min определяется *»•

" 2

£сли изменение расхода через ТПР на исследуемом интервале времени не превышает М,т.е. если    4    1,1),    то    при    проверке

определяется значение коэффициента преобразования ТПР в точке рас-хода    _п    q

Qcp~    *    ⁵¹'    •

2.    Определение среднего значения коэффициента преобразования производится в точке расхода по пяти измерениям.

3.    Относительная основная погрешность преобразователя при проверке не определяется.

4.    Интервал между проверками не должен превышать 10 дней.

	Значения	величины FbP
ьр-ртпръ *0'По	1 F&.P !	! ЮТ1о	j гь Р
0,00	0,0000-	0,00	0,0000
0,05	0,0001	- 0,05	- 0,0001
0,Ю	0,0001	- 0,Ю	- 0,0001
0,15	0,0002	- 0,15	- 0,0002
0,20	0,0GJ2	- 0,20	- 0,0002
0,25	0,0003	- 0,25	- 0,0003
0,30	0,0003	- 0,30	- 0,0003
0,35	0,0004	- 0,35	- 0,0004
0,40	0,0004	- 0,40	- 0,0004
0,45	0,0006	- 0,45	- 0,0005
0,50	0,0005	- 0,50	- 0,0005
0,55	0,0006	- 0,55	- 0,0006
0,60	0,0006	- 0,60	- 0,0006
0,65	0,0007	- 0,65	- 0,0007
0,70	0,0007	- 0,70	- 0,0007
0,75	0,0008	- 0,75	- 0,0008
0,80	0,0008	- 0,80	- 0,0008
0,85	0,0009	- 0,85	- 0,0009
0,90	0,0009	- 0,90	- 0,0009
0,95	0,0010	- 0,95	- 0,0010
1.05	0,0010	- 1,05	- 0,0010

Значения величины j5 Д t

I -t 0С 1 L/u t mp * j	JiAt	-_L________	i jSAt !
0.0	0,0000	0.0	0,0000
0,5	0,0004	- 0.5	- 0,0004
1,0	0,0009	- 1,0	- 0,0009
1,5	0,0013	- 1,5	- 0,0013
2,0	0,0017	- 2.0	- 0,0017
2,5	0,0021	- 2,5	- 0,0021
3,0	0,0026	- 3.0	- 0,0026
3,5	0,0030	- 3.5	- 0,0030
4,0	0,0034	- 4,0	- 0,0034
4,5	0,0038	- 4,5	- 0,0038
5,0	0,0043	- 5,0	- 0,0043
5.5	0.0047	- 5.5	- 0,0047
6,0	0,0051	- 6,0	- 0,0061
6.5	0,0055	- 6.5	- 0,0055
7.0	0,0060	- 7.0	- 0,0060
7.5	0,0064	- 7,5	- 0,0064
8.0	0,0068	- 8,0	- 0,0068
8.5	0,0072	- 8.5	- 0,0072
9.0	0,0077	- 9,0	- 0,0077
9.5	0,0081	- 9,5	- 0,0081
Л),0	0,0085	-ID,0	- 0,0085

Методика определения коэффициента А_г

I. Определяется среднесуточное значение плотности нефти при

температуре на УУН по данным аналитической лаборатория t j *    £

где П. - число определений плотности за сутки;

- значение ^-го определения по ГОСТ 39GO-47.

2. Определяется среднесуточное значение плотности нефти по показаниям поточного плотномера, проверенного в условиях эксплуаг-тацвя

(25)

3. Определяется коэффициент приведения

X- им- Ю*р_т* is- 4*(t_Tn/r t_M),

где    -    среднесуточное    давление    нефти    в    плотномере,    МПа

паи * ^лл ~ °Р*™*7™чнме значения температуры нефти соответственно на У7Н и в плотномеро.

g>

4. Определяется значение Ар    о учетом его знака (+ ум/-)

•? if-г '

5. При отклячите поточного плотномера проводится усреднение

„с

полученных значений Др за ближайшие 30 суток. Пг* усреднении обязательно учитывается :.»кэк

Л7

(26)

Руководящий документ РД 3$-30-1238-85 "Временная методика определения в введения поправок на массу брутто неггд, измеряемую па автоматизированных узлах учета нефти прв учетно-расчетных операциях меяцу предприятиями 1'лннефтепрома"

РАЗРАБОТАН Всесоюзным неучно-ис следовательским институтом по сбору, подготовке и транспорту нефти в нефтепродуктов (ВНИИСЯТнефть) Ыиннефтепрома

(А.Г.Замеров, д.т.н. (рук.темы), В.Г.Володнн, к.т.н., (рук.темы), Н.М.Черкасое,к.т.н., А.А.Дворявин, к.ф.-м.И. Э.Г.Любарская, Н.И.Безвогова, Ф.Ш.Хайдарова, А.В.Безрук)

Всесоюзным производственным объединением "Союэнефтеав-тоыатика" Миннефтепрома

(Ь.Е.Литввнчук, М.А.Слепян, А.С.Алраквн, А.И.Фатхутд»-

нов, Н.А.Падава);

Специализированным Управлением пуско-наладочных работ (на правах треста) СЛШР Миннефтепрома (В.Б,Белъзецкий, Е.Ю.Сементовожая, В.К.Андрианов);

Уфимским нефтяным институтом Минвуза РО&СР (И.?. Байков).

Полученное значение поправочного множителя заносится со своим знаком в журнал регистрации поправок (приложение I) и используется в расчетах поправок на ыаосу брутто нефти веоь период работы ТУН с отключенным плотномером

РУКОВОДЯЩИЙ документ

Временная методика определения и введения поправок на массу брутто нефти, измеряемую на автоматизированных узлах учета нефти при учетно-расчетных операциях мехду предприятиями Минпефтепрома РД 39-30-1238-85

Вводится взамен "Типовой методики проведения сличительных замеров количества товарной нефти по счетчикам и калиброванным резервуарам на пунктах приема-сдачи нефти"РД 39-30-731-82 Уфа, ВПО "Союзнефтеавтоматика"

Приказом Министерства нефтяной промышленности

от 15.03.1985г. Л 151

срок введения установлен с 01.01.1985г.

Срок действия до 01.01.1986г.

Настоящий руководящий документ (в дальнейшем - РД) устанавливает порядок определения и введения поправок на результат измерения массы брутто нефти (в дальнейшем - поправок) в зависимости от рабочих условий и свойств перекачиваемой нефти прл расчете массы нефти при учетно-расчетных операциях на узлах учета нефти (в дальнейшем - УУН).

I. ОБЩИЕ ПОЛСКЕНИЯ

I.I. Значение массы нефти при учетно-расчетных операциях на узлах учета определяют в соответствии с "Инструкцией по определению количества нефти па автоматизированных узлах учета с турбинными счетчиками при учетно-расчетных операциях" МИ 275-83 (РД 39-5-770-82) с учетом поправок, едодикде настоящим ГД на массу брутто нефти.

1.2.    Определение поправочных множителей и введение поправок

в соответствии с настоящим РД производится представителями предприятий поставщика и покупателя ежесменно. Поправочные множители вносятся в журнал регистрация (приложение I), а поправка записывается в акте приема-сдачи нефти (приложение 2).

1.3.    Контроль определения поправочных множителей я введения поправок осуществляется представителями ВО СНА (головной оргаяиза-. цией по метрологическому обеспечению в отрасли) ежемесячно при проведении регламентных работ с составлением акта (приложение 3).

1.4.    Метрологическая аттестация и периодическая поверка турбинных преобразователей расхода (в дальнейшем - ТПР) должна проводиться на УУН на месте эксплуатации.

При определении массы брутто должны быть учтены необходимые поправки на результат измерения массы брутто нефти по давлению, температуре нефти, содержанию в ней свободного газа, а также учитывающие изменение во времени среднего коэффициента преобразования ТПР.

1.5.    Порядок введения поправок должен быть оговорен в инструкции по эксплуатации узла учета.

1.6.    Поправочные множители вычисляют в округляют до четырех знаков после запятой, а поправку-до целых значений тонн.

1.7.    Для контроля наличия и измерения содержания газа (в процентах) ъ нефти УУН должен быть оборудован датчиками ИФС и приборами типа У0СГ-100М (схема установки приведена в рекомендуемом приложении 4).

1.8.    Средства измерения температуры и давления нефти на УУН и в блоке качества должны соответствовать по нормам точности и месту уотаноьки действугщим НТД на узлах учета неФти.

где К у - коэффициент преобразования ТПР, установленный на вторичном приборе; fi_QA - средний коэффициент преобразования ТПР, полученный при проверках по ТПУ.

В случае, когда в работе находится более одного ТПР, Кк определяется по формуле:

а »/•    U    у,    И»

^Kkl~ if ^,/tr'* -ТГ^Лгя

(3)

[/ =    =    у*)/-*- И,

^гзс    V *> ••• V*

J - 8,5.КГ⁴ °СГ^Х; tyy.tfHp - рабочая температура нефти в плотномере я ТПР соответственно, °С.

Среднесменные значения температуры и давления вычисляются по данным измерений , t_L через 2 часа по формулам:

Р--ШЛ. ■

/г '

t - -Si;

п

П - общее число измерений за смену.

Поправки на давление я температуру учитываются в случаях, если среднее значение разности давлений я температур в ТПР и плотномере в процессе работы узла учета равно или превышает 0,1 .МПа и 0,5°С соответственно.

Значения величин fl-bi и РьР приводятся в таблицах приложения 6.

2.2. Порядок определения массы брутто нефти при отключении автоматического плотномера вэ-за отказа или наличия в нефти свободного газа.

2.2.1. При отказе автоматического плотномера, а также при обнаружении в нефти свободного газа массу брутто нефти определяют расчетным путем по формуле:

где Vt - измеренный объем нефти при рабочей температуре на узле учета, м³;

-    плотность нефти по данным аналитической лаборатории, приведенная к температуре t на узле учета,, т/м³;

/Г^ - поправочный множитель, вводимый при измерении плотности в аналитической лаборатории, определяется по методике приложения 7;

Р - давление (избыточное) в ТПР, МПа;

-    содержание свободного газа в нефти при рабочем давлении, %.

Содержание свободного газа определяют каждые 2 часа при появлении сигнала с НФС и до его исчезновения. Значение поправок оп-

редеяяется ежесменно.

Плотность нефти определят путем лабораторного анализа объединенной пробы по ГОСТ 3900-47.

Примеры поправления результата измерения массы брутто нефти путем поправок приводятся в справочном приложении 8.

3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ СУММАРНОЙ ПОГРЕШНОСТИ АВТОМАТИЗИРОВАННОГО УУН ПРИ ПОДСЧЕТЕ МАССЫ БРУТТО НЕФТИ С УЧЕТОМ ПОПРАВОК

3.1. При отсутствии свободного газа в нефти при определения массы брутто по п.2.1 настоящего РД суммарная относительная погрешность вычисляется по формулам:

гвв Д,

П0

(8) Aft,- &LfSSL i (9) Sp P„-Vz . p (Ю) At -50-*:У^ ; (II) I t r, /F-P\* lf “ ( ' (12) 0A~ (-tr- ) • (13) (14) 1 Or 1 IQ. (15) ^ ~ ^ТПР # (16)

- наибольшее значение относительное основной погрешности ТПР в рабочем диапазоне расходов, $ (из свидетельства об аттестации или поверке);

-    относительная погрешность определения плотности, *;

-    приведенная основная погрешность датчика плотности,* (из свидетельства об аттестации или поверке);

9

-    наибольшее значение диапазона измерений датчика плотности, т/м³ (из свидетельства об аттестации или поверке датчика плотности);

-    среднее значение плотнооти нефти, проходящей через УУН, т/м³:

Щ

bF

ЛР

при аттестациь - за время аттестации УУН, при поверке - за межпоЕерочный интервал (из паспорта на сдаваемую нефть согласно приложению 9 МИ 275-82);

-    относительная основная погрешность ЦБОИ при подсчете массы брутто нефти, * (из свидетельства об аттестации или поверке ЦВОИ);

-    относительная погрешность определения коэффициента сжимаемости, * (по предварительным данным &F < 20*);

-    относительная погрешность определения разности давле

ний,*;

Sp    - класс манометра,*;

Р_м    - наибольшее значение    диапазона измерений манометра,

кг/см²;

Р - среднее значение разницы давлений нефти в ТПР и плотномере, кг/см²;

Д fi - относительная погрешность определения коэффициента термического расширения,* (по предварительным данным Aj5< 5*);

- относительная погрешность определения разности темпера

тур , *;

Ct - цена деления термометра,°С;

t - среднее значепис разницы температур нефти в плотномере и ТПР, °С;