Товары в корзине: 0 шт Оформить заказ
Стр. 1 

43 страницы

Купить РД 39-30-731-82 — бумажный документ с голограммой и синими печатями. подробнее

Цена на этот документ пока неизвестна. Нажмите кнопку "Купить" и сделайте заказ, и мы пришлем вам цену.

Распространяем нормативную документацию с 1999 года. Пробиваем чеки, платим налоги, принимаем к оплате все законные формы платежей без дополнительных процентов. Наши клиенты защищены Законом. ООО "ЦНТИ Нормоконтроль"

Наши цены ниже, чем в других местах, потому что мы работаем напрямую с поставщиками документов.

Способы доставки

  • Срочная курьерская доставка (1-3 дня)
  • Курьерская доставка (7 дней)
  • Самовывоз из московского офиса
  • Почта РФ

Методика устанавливает технические требования, основные методические положения и порядок проведения сличительных замеров количества товарной нефти по счетчикам и калиброванным резервуарам на пунктах приема-сдачи нефти (ППС)

 Скачать PDF

Оглавление

1 Общие положения

2 Технические требования

3 Подготовительные работы

4 Анализ нефти

5 Порядок проведения сличительных замеров

6 Обработка результатов измерений и определение поправочного коэффициента

7 Требования безопасности проведения работ

Приложение 1. Термины, используемые в РД и их определения

Приложение 2. Перечень нормативных документов, используемых для определения количества нефти на узлах учета

Приложение 3. Рекомендуемая форма протокола и актов

Приложение 4. Результаты исследования товарной нефти (форма таблицы)

Приложение 5. Типовая технологическая схема сличительных замеров

Приложение 6. Типовая технологическая схема сличительных замеров

Приложение 7. Данные по определению минимальных объемов нефти при цикле сличительного замера

Приложение 8. Результаты измерений количества нефти по узлу учета, в калиброванном резервуаре

Приложение 9. Результаты сличительных замеров количества нефти

Приложение 10. Предложения института ВНИИСПТнефть

Нормативные ссылки:
Стр. 1
стр. 1
Стр. 2
стр. 2
Стр. 3
стр. 3
Стр. 4
стр. 4
Стр. 5
стр. 5
Стр. 6
стр. 6
Стр. 7
стр. 7
Стр. 8
стр. 8
Стр. 9
стр. 9
Стр. 10
стр. 10
Стр. 11
стр. 11
Стр. 12
стр. 12
Стр. 13
стр. 13
Стр. 14
стр. 14
Стр. 15
стр. 15
Стр. 16
стр. 16
Стр. 17
стр. 17
Стр. 18
стр. 18
Стр. 19
стр. 19
Стр. 20
стр. 20
Стр. 21
стр. 21
Стр. 22
стр. 22
Стр. 23
стр. 23
Стр. 24
стр. 24
Стр. 25
стр. 25
Стр. 26
стр. 26
Стр. 27
стр. 27
Стр. 28
стр. 28
Стр. 29
стр. 29
Стр. 30
стр. 30

ТИПОВАЯ МЕТОДИКА

проведения сличительных замеров количества товарной нефти по счетчикам и кали бро ван нш резервуарам на пунктах приема-сдачи нефти РД-Э9-44- JTJ/-

Уфе - 1902

УТВЕРЖДАЮ

Первый заместите, нефтяной промыли '

В.И.Кремнев 1962 г.

ТИПОВАЯ МЕТОДИКА

проведения сличительных замеров количества товарной нефти по счетчикам и калиброванным резервуарам на пунктах приема-сдачи нефти РД-39

НАСТОЯЩИЙ ДОКУМЕНТ РАЗРАБОТАН:

Р.Сей.гь

Всесоюзным производственным объединением "Союэнефтеавтоматика"

Начальник объединения, к.т.н.

г^тГ.Гумеров

Всесоюзным научно-исследовательским институтом по сбору, подготовке и транспорту нефти и нефтепродуктов

Замначальника отдела ВПО "Союзкефтеавтоматика'


■Еременко

.Свиридов

.Кондратьв!

,Лев:яцов

.Беляков

Директор ВНИИСПТнефть, к.т.н. Ответственные исполнители:

Замдиректора ВНИИСПТнефть ,к.т.н.

Зав.лабораторией, к.т.н.

Зав.сектором, к.т.н.

Зав.сектором, к.т.н.

СОГЛАСОВАНО:-

Байдиков

Надеин

Гнатченко

Астеров

Начальник Технического управления

Замначальника Управтоматизацки 'jk i Начальник Упрнефте газ добычи \\ |jLaT Замначальника Главтрансчефти

ч \>

to


-    содержание воды в нефти по ГОСТ 2477-65;

-    содержание солей в нефти по ГОСТ 21534-76;

-    содержание мехпримесей по 1Х)СТ 6370-59.

Необходимость в проведении дополнительных анализов /иных

физико-химических параметров нефтй/ определяется комиссией, проводящей сличительные замеры.

•1.4. Анализы нефти проводятся по параметрам таблицы I приложения 4 в процессе проведения подготовительных работ с представлением актр отбора пробы по установленной форме.

о. ПОРЯДОК 11Р0ВДБНИЯ СШИГВЙЬгШ ЗАМЕРОВ

5.1.    В процессе проведения сличительных замеров должна

быть обеспечена технология подготовки /сепарации/ и перекачки нефти в соответствии с действующим на данном 11ПС технологическим регламентом. 'Контроль за отсутствием свободного газа в нефти осуществляется с помощью индикатора фазового состояния НОС-1, установленного    /согласно п.2.1.6/ с регистрацией

показаний на вторичном самопишущем приборе.

При наличии /регистрации ЛФС-I/ свободного газа в нефти в Процессе цикла сличительного замера, результат данного цикла аннулируется и цикл повторяется.

5.2.    В зависимости от расположения узла учета нефти в тчс нологической схеме подготовки и перекачки нефти, начиная с резервуарных парков и насосных внутренней и внешней перекачки нефти сличительные замеры могут проводиться по двум вариантам перекачки нефти через узел учета.

5.2.1. Первый вариант: после двухчасового отстоя _ технологическом резервуаре нефть насосами перекачивается на узел учета нефти и принимается ь калиброванном резервуаре согласно типовой схеме, .шгцз<Щ?ЧЧоД j дридошш. 5.__


5.2.2. Второй вариант: измеренное после двухчасового отстоя количество нефти в калиброванном резервуаре насосами перекачивается через узел учета нефти в магистральную насосную НПС согласно типовой схеме, приведенной в приложении 6.

5.3.    В зависимости от принятого для каждого ДОС варианта сличительные замеры производятся или при наполнении калиброванного резервуара или при огорожнении его.

5.4.    Сличительные замеры производятся циклами. Один цикл включает одно опорожнение, или одно заполнение калиброванного резервуара. Измеряемые объёмы нефти в каждом из циклов должны устанавливаться по показаниям счетчиков узла учета и не должны отличаться друг от друга брлее чем 3%. Измеряемый объем должен быть не менее величины, приведенной в приложении 7.

5.5.    Производительность перекачки нефти через узел учета рпределяетбя техническими возможностями калиброванного резервуара, определяемыми пропускной способностью дыхательных и предохранительных клапанов в соответствии с технологической картой, устанавливающей производительность заполнения /опорожне-1ния/, минимальную высоту технологического остатка и максимальный уровень наполнения.

5.6. Количество рабочих измерительных линий на узле учета определяют, исходя из расчета обеспечения загрузки ТАР в трех диапазонах: 40*60$, 60*30% и 80*100% его паспортной производительности

В каждом диапазоне загрузки ТПР должно быть прове;.зно 10 циклов сличительных замеров.

5..7. Расчетные значения времени наполнения /опорожнения/ калиброванного резервуара при различных загрузках ТПР в зависимости от типоразмеюов ТПР приведены в приложении 7 настоящей, типовой методики.

_5.8. При проведении сличительных замеров по первому ва-

рианту /п.5.1,1,/ начальник отсчет показаний счетчиков произвол дят при установившемся режиме пере1шчки d одном из выбран}сих диапазонов загрузки T7LP /см.п.5,6,/ с одновременным нреключе- | ниегл потоке нефти в калиброванный резервуар и отключением до- i тока в нефтепровод на НПС. Конечный отсчет показаний счетчиков производят после наполнения объема нефти соглаоно п.5.4, одновременным отключением потока в калиброванный резервуар и переключением в нефте провод KIC.    I

5.9.    При проведении сличительных замеров по второго ва

рианту /п.5.1.2./ начальный отсчет показаний счетчиков лроиэ- | водят поп установившемся режиме перекачал в одном из выбранных | диапазонов загрузки ТПР /ск. п.5,6./ с одновременны:-, переключением поступления иеь/ги на узел учета с технологического резервуара на калиброванный резервуар.    .

Конечны/ отсчет показаний счетчиков производят после от- | качк*. из калибре ганного резервуара объема нефти согласно п.5.4 и перс ключекия потока с калиброванного резервуара на технологически/ резервуар.

5.10.    Переключение потока нефти должно быть Орга:эдэовано j таким образом, чтобы время перевода потока нефти в калиброван-I ный резервуар и время перевода потока с наполненного резервуа-, ра в нефтепровод НДС различались мецду собой не болов чемг 2,5#

5.11.    Сличение показаний рабочего ТИР с контрольные, по |

решению комиссии, должно проводиться до начала сличительных замеров и после каждых 5 циклов. Если разность показаний , рабочего и контрольного ТПР, деленная на количество прошедеяи нефти (в процентах) превышает сумму относительных вначенАй погрешностей рабочего и контрольного ТРР, то результаты предыдущих тщклов сличительных замеров аннулируются я циклы лов- j торяются вновь после устранения причин о" еяонения показаний * рабочего ТIII.    |

5.12,    Кериоди'шость оперативного коггтролл технологических параметров при проведении сличительных замеров апбирапт в зависимости от принятой продолжительности никла .определяемой согласно приложению 7, в диапазоне 2,5+5ч через кодов 0,5ч,а свыше 5ч - каждый час,

5.13,    В процессе проведения циклов сличителыплх замеров контролируются следующие технологические параметры,хара1:теризу кщие режим перекачки. нефти?

5.13.1,    На узле учета:

-    температура нефти на входном и выходном коллекторах с помощью ртутных термометров с ценой деления 0,5°С,Установленных я тер1ло1сармшшх, врезанных в нефтепровод;

-    давление на входе в измерительную линию,после фильтра и «а выходе измерительной линиц;

-    расход нефти через узел учета по мгновенным указателям расхода шкафа вторичной аппаратуры;

-    отбираются с помощью автоматического пробоотборника пробы нефти для определения параметров, согласно таблице I

приложения 8,

5.13.2,    3 резервуарном парке:

-    высота взлива нефти /при варианте но п.5.2.1/ до заполнения калиброванного резервуара порцией согласно п.5,4, стандартной рулеткой тина РЛ-20 о ценой деления - I мм по ГОСТ 7502-69. Ьроцеос наполнения контролируется с помощью уровнемеров, входящих в состав оборудования резервуара, или с помощью с' чализатора предельного уровня;

-    измеряется давление перед входной задвижкой наполняемого резервуара;

-    после заполнения калиброванного резервуара порцией нефти при цикле/по варианту согласно п.б.2.1/н опорожнения /по варианту оогласно п.5,2.2./и двухчасового отстоя отбирается Р0МШй,пмя гтР°^а нефти до ГОСТ 2517-80 и определяется средцш


температура и плотность нефти пикнометром с точностью 0,0005 г/см3.

Количество измерений каждого технологического параметра за время цикла определяется возможностью подтверждения стабильности параметров в допустимом диапазоне и должно быть не менее 5.

Результаты измерений регистрируют в таблице 2 приложения 8.

б. ОБРАБОТКА РЕЗУЛЬТАТОВ ИЗМЕРЕНИЯ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОПРАВОЧНОГО КОЭФФИЦИЕНТА

6.1.    Количество нефти на узле учета и в калиброванном резервуаре определяют по РД 39-30-627-81 "Инструкция по учет} нефти в нефтегазодобывающих объединениях" и результаты заносят в таблицы приложений 8.

6.2.    Результаты сличительных замеров по каждому циклу измерений обрабатываются согласно ГОСТ 8.207-76 и представляются согласно формы приложения 9.

6.3.    Относительные расхождения значений массы нефти по

счетчикам узла учета и калиброванному резервуару для каждого цикла измерений    определяют:

для варианта наполнения калиброванного резервуара

X — Mpl + Пр1


/I/


OL


М


У*


для варианта опорожнения калиброванного резервуара

х _ -flpi
&с ~     '

Mat    /<■


Г


где Myi - значение массы HcrJ/ги, определенной по узлу учета душ t -го цикла из?,1врвния,т;

Mfi - зпачо!ше глассп нефти, определенной по калиброванного резерцуару для/-го цикла измерения,^ flpl - значение величины потерь нефти от естественной убыли /испарения/ для С -го цикла измерения,т;

£, - порядковый номер цикла измерения.

G.4. Значение веллчшш потерь нефти от испарения для едкого цикла измерошш определяют по формуле

п -

/3/

''pi woo

ГД6

оС » 0,60, если цшел сличительного замера осуществляется путем наполнения калиброванного резор^ара; ьС в 0,40, если цикл сличительного замера осуществляется путем откачки неуги из калиброванного резерцуара; Лс - норма естественной убыли нефтир кг/у.

6.5.    Значения норм естественной убыли го шила измерения мя товарных jiecl/reii месторождений страны определяют согласно действующим на момент проведения сличитслыш. зшлероь нормативным документам, утвержденным Госснабом СССР.

6.6.    Производит анализ полученных относительных расхождений значений массы иефглЁ/ и выявляют промахи по методу, приведенное в «ЛИ 224-80.

При числе промахов больше 2, все результаты проведе нише сличителышх замеров аннулируются и вое сличительные замеры производят вновь.

6.7.    Поправочный коэффициент для каждого диапазона расхода HIP 40*60, 60*30 и 80*100$,согласно п.5.4., определяют по формуле

;s


U;


*0-bO(bO SQ, tO - IOO)


/Л/


($£ *0'to(l0-$0; tO-НЮ)    TZ

где H- число значений g., полученное после анализа по п.6.6*


6.8. Поправочный коэффициент по данное узлу учета в диапазоне расходов 40*100? загрузни ТПР определяется по фор*у-

Л9    .

K,'<§40-b$'h Кг'&п-н

Ао


~^)ао -НО


к, + К, +Кз

> А/


где kt t К2 и долл времеш! работы узла учета нефти ь режиме соответственно 40*60, 60*80 и 00*100? загрусти ТПР от общего времени работы узла учета, согласно п.3.3.настоящей методики.Причем KjfK2+*<3=I* При отсутствии одного из приведенных диапазонов « реальной эксплуатации* узла учета соответствует^ К будет равен нули. 6.9. По резудьта:ам приведенных сличительных замеров комиссия оформляет акт /по произвольной форме/, в котором отражает соблюдение условий нронндския измерений, регламентирован-шх утвераденной методики конкретного ППС, и анализирует полу-чеюше результаты значений поправочного коэффициента в диада- j зоне загрузки ТОР 40*100? паспортной проиоводительностн/при-водятся результаты по форме приложения 9/ и рекомендует для утверадения руководством Миннефтелрома значение поправочного коэффициента для конкретного ППС.

б.Ю.При возникковенли разногласий между членами комиссии акт подписывается всеми членами о изложением- особого мнения члена комиссии, имеющего его.

Окончательное решение по установлению поправочного коэффициента принимается руководством Мвннефтепрома.


7. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ПРОВЕДОНИЯ РАБОТ

7.1.    Производственный персонал, проводящий эксплуатацию и обслуживание ГШС, привлекаемый к проведению сличительных замеров, должен быть обучен и проинструктирован соблюдению правил техники безопасности в установленном на предприятии порядке, согласно утвержденным инструкциям. Инструкции, определяющие круг служебных обязанностей, порядок проведения© основных эксплуатационных операций, ремонтных и аварийных работ и необходимые при этом мероприятия по пожарной безопасности и производственной санитарии, утверждаются в установленном порядке.

7.2.    Члены комиссии, участвующие в сличительных замерах, должны проходить инструктаж /с росписью в журнале/ по технике безопасности и протипопожарной технике, соблюдение основных положений Правил техники безопасности при эксплуатации электро

| установок /ГТГБ и ПТЭ/, Правил безопасности в нефтегазодобывающей промышленности, Правил пожарной безопасности в нефтяной промышленности и СНиП Ш-4-80, применительно к данному ПЛС и резервуарному парку.

7.3.    Замеры уровня нефти и отбор проб в резервуарах с избыточным дрвлением в газовом пространстве до 20 мм водяного столба мог.мт производиться вручную через открытый замерный люк с помощью рулетки-лота и ручного пробоотборника.

Запрещается эти работы производить во время грозы, гололеда и скорости ветра свыше 8 м/с.

7.3.    Отверстие замерного люка по внутреннему диаметру должно быть снабжено кольцом из материала, не дающего искр »*ри движении замерной ленты.

7.4.    При открывании замерного люка, замере уровня, отборе проб нельзя становиться с подветренной стороны по отношению к замерному люку.

7.5.    После операций по измерению высоты взлива нефти в резервуаре и отбору проб нефти для производства анализов, крышка люка должна быть плотно закрыта.

7.6.    По решению руководства предприятия-владельца ППС и резервуарного парка может быть оформлен наряд-допуск на производство работ ровышенной опасности для членов комиссии при производстве работ по измерению высоты наполнения нефти в резервуаре и отбору проб. Форма наряд-допуска приведена в приложении 4 СМиП Ш-4-вО.

to



г

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

Типовая методика проведения сличительных замеров количества товарной нефти по счетчикам- и калиброванным резервуарам на пунктах приема-сдачи нефти

РД-39

Вводится впервые

Приказом Министерства нефтяной промышленности от    29.09.82 г. * 509 .

Срок введения установлен с 4.f 1.82г.

Срок действия до 1.41. ВУг.

Настоящая типовая методика устанавливает технические требования, основные методические положения и порядок проведения сличительных замеров количества товарной нефти /в дальнейшем -"нефть"/ по счетчикам и калиброванным резервуарам на пунктах приема-сдачи нефти /ППС/.

На основе на тоящей типовой методики разрабатывается, согласовывается и утверждается на месте программа и методика проведения сличительных замеров применительно к конкретным условиям данного ППС,

Руководящий документ разработан во исполнение приказа Ыиннефтепрома от 29.09.81г. * ГII "О дополнительных мерах по повышение качества подготовки и совершенствованию системы тралс-йортирования и учета западно-сибирской нефти".

I. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

I.I. Сличительные замеры количества нефти по счетчикам и калиброванным резервуарам проводятся для определения величины * поправочного коэффициента по данному ППС.

Приложение I


ТЕРКИНЫ используемые в н&стогщем РД и их определения


Тернии

n i пс


I    Определение

1 2


Товарная нефть    Нефть,    удовлетворяющая    требованиям    ГОСТ

996S-76 "Нефть. Степень подготовки для нефтеперерабатывающих предприятий. Технические условия".


Пункт приема-сдачи


Учетно-расчетная

операция


Узел учета нефти


Объект, на котором производятся учетно-расчетные операции количества нефти как с помощью узла учета нефти, так и с по -мощью резервуаров.

Операция, проводимая между поставщиком и потребителем, заключающаяся в определении массы нефти для последующих расчетов, а также при арбитраже.

Объект, на котором производятся учетнорасчетные операции количества нефти с применением турбинных счетчиков и приборов контроля качества нефти.


Реэеркуар для учетно-расчетных операций (калиброванный ре -зервуар)


Техническое средство с определе:ашми метрологическими характеристиками, предназначенное для хранения, приема, отпуска нефти и нефтепродуктов и измерения объема (а в совокупности со средствами измерения уровня, плотности и др. - для измерения массы) в имеющее градуировочную характеристику согласно


1.2.    необходимым условием проведения сличительных замеров является соответствие товарной нефти требоват: м ГОСТ 9965-76 и обязательный двухчасовой отстой нефти в резервуарах перед перекачкой на узел учета.

1.3.    Проведение сличительных замеров количества нефти осуществляется в соответствии с графиком, разработанным Глав-тюменнефтегазом и Главтранснефтью и утвержденным Миннефтепро-мом. График должен предусматривать выполнение мероприятий по улучшению качества подготовки нефти, предусмотренных приказом Миннефтепрома от 29.09.81г. J# 511, результаты комиссионного обследования технического состояния ПЛС согласно Указанию Мин-нафтепрома от 14.12.81г. № 418 и заданий производственного плана поставки нефти владельца НПО.

1.4.    Проведение сличительных замеров осуществляется комиссией, назначаемой совместным приказом Главтюменнефтегаза и Главтранснефти. В состав комиссии включаются представители ВПО "Союэнефтеавтсчатика" /или его территориальных предприятий/ -председателем комиссии, территориальных органов Госстандарта СССР, производственных объединений, нефтегазодобывающих управлений, управлений магистральными нефтепроводами, районных нефтепроводных управлений. Характер работы комиссии /разовая или постоянно действующая по каждому производственному объединению Главтюменнефтегаза и периодичность работы/ также определяются указанным выше совместным приказом.

1.5.    Одновременно утверждаются программа и методика проведения сличительных замеров на данном ПЛС, которые, на основе настоящей типовой методики, разрабатывает предприятие-владелец ПЛС. Программа и методика /совместно с технологической схемой проведения сличительных замеров, предусматривающей опорожнение или наполнение калиброванных резервуаров/ согласовываются с

предприятиями, участвующими в учетно-расчетных операциях на данном ППС, с ВПО “Союзнефтеавтоматика" и территориальным органом Госстандарта СССР.

1.6.    По результатам сличительных замеров комиссия устанавливает величину поправочного коэффициента по данному ППС.

Если члены комиссии не приходят к единому мнению по величине поправочного коэффициента, то принимающая нефть сторона ведет расчет с поставщиком с учетом существующего до проведения сличительных замеров коэффициента, до решения комиссии Миннеф-тепрома. Рассмотрение возникших разногласий по установлению поправочного коэффициента производится комиссией Миннефтепрома в течение месяца после представления материалов сличительных эамероЕ

1.7.    Предприятие-владелец ППС оповещает членов комиссии о дате прибытия на объект не менее чем за 15 дней до начала проведения сличительных замеров, организует и обеспечивает работу комиссии.

2. ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ

2.1.    Технические требования к узлу учета нефти.

В состав узла учета нефти должны входить:

2.1.1.    Рабочие, резервные и контрольная измерительные линии с турбинными преобразователями расхода /ТПР/ и вспомогательным оборудованием /фильтрами, струевыпоямчтелями и залорно-регулирующей арматурой/.

2.1.2.    Блок контроля качества нефти, включающий циркуляционный насос /при необходимости/, автоматические поточные анализаторы - плотномер и влагомер, автоматический пробоотборник Допускается проведение сличительных замеров без автоматичен г го

поточного влагомера.

£.1.3. Стационарная трубопоршневая установка ДПУ/ или отводы для присоединения передвижной ТПУ.

2.1.4.    Устройство регулирования давления на выходе из узла учета нефти /клапан, задвижка и т.п./.

2.1.5.    Приборы и устройства контроля за режимом работы узла учета /манометры, термометры и др./.

2.1.6.    Индикатор наличия свободного rasa ИФС-I должен быть установлен, в соответствии с решением коллегии МНЛ от 22 апреля 1982 года, в меогах определенных институтом ВНЮТ.ТГнефгь. (Приложение Ю).

.2.1.7. Вторичные приборы /блоки/ обработки, индикации и регистрации результатов измерения.

2-.I.8. Технические характеристики и функциональные „возможности средств измерений узла учета должны соответствовать условиям эксплуатации и физико-химическим параметрам нефти.

2.1.9. Турбинные преобразователи расхода узла учета нефти должны иметь действующие на время проведения сличительных замеров свидетельства о поверке, проведенной на узле учета с помощью трубопоршневой установки /стационарной или передзижной/ согласно методическим указаниям Госстандарта СССР. Перечень руководяще, нормативных и методических указаний Госстандарта СССР приведен в приложении 2 к настоящей типовой методике.

Приборы качества нефти /плотномер и' влагомер/ должны иметь действующие свидетельства о поверкь.

Вторичные приборы обработки, индикации и регистрации долж-

ны быть аттестованы в установленном порядке.

Аттестованный узел учета должен иметь допустимую погрешность согласно методике определения суммарной погрешности, разработанной КФ ВгМИФГРИ.

2.1.10.    Кабельные линии связи»мечду первичными преобразователями /датчиками/ и шкафом вторичной аппаратуры должны быть надежно защищены от электрических помех.

2.1.11.    Плотность нефти должна измеряться на узле учета непрерывно поточным автоматическим плотномером.

2.1.12.    Отбор проб нефти для анализов должен производиться на узле учета автоматическим пробоотборником.

2.1.13.    Узел учета нефти, на который производятся сличительные замеры, рабочие ТПР, приборы качества, вторичная аппаратура, ТПУ стационарная должны отвечать требованиям действующих руководящих и нормативных документов и настоящей типовой методики.

2.1.14.    Давление на выходе узла учета нефти должно быть не менее 0,3 МПа, что обеспечивает, согласно руководящим документам, однофазный поток нефти через измерительные линии.

2.1.15.    На НПО должна быть обеспечена телефонная /радио/ связь между операторнрй, где установлена вторичная аппаратура, и технологической площадкой узла учета нефти, насосной и резервуарным паркам.

2.2. Технические требования к калиброванному резервуару.

2.2.1. Для проведения сличительных замеров должен быть использован фактически задействованный в технологической обвязке товарный резервуар, имеющий градуировочную характеристику /калибровочную таблицу/ согласно ГОСТ 8.380-80, согласованную с местным органом Госстандарта СССР /в дальнейшем - калиброванный резервуар/.

2.2.2.    Калиброванный резервуар должен быть свободным от ' парафинистых стложений, возможной технологической грязи и скоплений воды.

2.2.3.    Резервуарное оборудование должно удовлетворять требованиям действующих руководящих и нормативных документов.

2.? 4. ;1лотнссть нефти в калиброванном резервуаре определяется по объединенной пробе, отобранной согласно ГОСТ 2517-80, jпикнометром по ГОСТ 39CU-47.

2.2.5. Измерение уровня нефти в калиброванном резервуаре |производится рулеткой-лотом по IX)CT 7Ьс2-80.

!    2.2.6.    Средняя    температура    нефти    в калиброванном реэервуа-

s

|Р9 определяется в соответствии с ГОСТ Ь.ЗЬС-60 ртутным термо-|метоом с ценой деления С,Ь°С по ГОСТ 2823-73.

2.2.7. Приборы, используемые для измерения давления, тем-

I

|псратуры, уровня, плотности и физико-химических свойств нефти,

I

должны соответствовать требованиям действующих нормативно-технических документов, должны быть поверены и аттестованы в установленном порядке.

2.3. Технические требования к технологическим трубопроводам и запорной арматуре.

2.3.1.    Технологические трубопроводы от выходного коллекто-^ ра узла уче*а нефти до к либрованного резервуара должны быть

свободны оу парафинистых отложений, возможного скопления воды и газа в низких и высоких точках трассы.

2.3.2.    протяженность трубопровода от выходного коллектора узла учета до калиброванного резервуара не должна превышать 300 м; должны бить обеспечены условия, исключающие самотечный режим в трубрпровод.с4 до калиброванного резервуара.

£.3.3. Запорная арматура на узле учета нефти и технологических трубопроводах лолжна быт*, герметична в соответствии с

техническим паспортом.

ii.3.4. bee отводы от технологического трубопровода, соединяющего узел учета нефти с калиброванным резервуаром, должны йыть отсечены заглушками или двумя задвижками, имеющими визуальный контроль протечек между ними.

3. |ЮДГСТиВгГГЫ1Ь;1Ый РАБОТа

Предприятие-владелец ЛПС:

3.1.    Выполняет ревизии оборудования, комплекс профилактических работ и поверок средств измерений, обеспечивающих соответствие узле учета нефти, калиброванного резервуара и технологических трубопроводов и запорной арматуры техн.. веским требованиям согласно разделу 2 настоящей типовой методики.

3.2.    Совместно с предприятием, участвующим в учетно-расчетных операциях, согласно утвержденной программе проведения сличительных замеров по каждому ЛПС, проверяет на герметичность технологическую схему, согласно требованиям ГОСТ 'Зэб-бб. Запорная арматура, отсекающая направления, не используемые при проведении работ, должна быть отглуыена и иметь визуальный контроль герметичности.

При невозможности установки заглушек после прозерчи герметичности задвижек последние должны быть опломбированы и и .еть визуальный контроль отсутствия протечек с помощью контрольных вентилей, манометров и других методов.

3.3.    Подготавливает по каждой измерительной линии и в целом по узлу учета нефти справку о режимах работы за предшествующий год по данным режимных технологических карт /диапазоны изменения расхода, давления, температур! и вязкости нефти ь

зависимости о-т времени по двухчасовкам.

3.4.    Подготавливает и представляет Главт»гменнефтегазу и Главтранснефти проект совместного приказа о составе комиссии, программу и сроки проведения сличительных замеров на основе • настоящей типовой методики по каждому ГШС.

3.5.    Представляет комиссии в натуре технологическую схему, узел учета нефти и калиброванный резервуар, подготовленные к проведению сличительных замеров, и комплект документов, подтверждающих действующие сроки проведенных проверок /аттестации/ средств измерений /протоколы, свидетельства и др./.

3.6.    На основании изложенного выше,* комиссия составляет акт готовности Л11С к проведению сличительных замеров. Форма акта приведена в приложении 3.

4. АНАЛИЗ НЕФТИ

4.1.    Определение характеристик /физико-химических параметров/ нефти обеспечивает предприятие-владелец ППС совместно с предприятием, участвующим в учетно-расчетных операциях.* При необходимости, владелец ППС привлекает для этих работ 1*НИ)1ы, территориальные институты и ^.специализированные организации.

4.2.    Пробы не(Чи при проведении сличительных замеров отбираются на узле учета нефти с помощью автоматического пробоотборника, а объединенная проба из калиброванного резервуара по ГОСТ 2517-80, после каждого цикла опорожнения /наполнения/ резервуара.

4.3.    В процессе анализа определяются:

-    упругость насыщенных паров по ГОСТ 1756-52; плотность нефти по ГОСТ 3900-47;

* вязкость нефти по ГОСТ 33-66;

-    остаточное гаэосодержание по ОСТ 39-112-60;