Р 50.2.040-2004
Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение учета нефти при ее транспортировке по системе магистральных нефтепроводов. Основные положения

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО МЕТРОЛОГИИ

Государственная система обеспечения единства измерений

МЕТРОЛОГИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ УЧЕТА НЕФТИ ПРИ ЕЕ ТРАНСПОРТИРОВКЕ ПО СИСТЕМЕ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Издание официальное

Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии

Москва

Предисловие

1    РАЗРАБОТАНЫ Федеральным Государственным Унитарным предприятием Всероссийский научно-исследовательский институт расходомстрии (ФГУП ВНИИР)

ВНЕСЕНЫ Управлением метрологии и надзора Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии

2    ПРИНЯТЫ И ВВЕДЕНЫ В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии отXi .12.2004 г. №/6'-ст

3    ВЗАМЕН Инструкции по учёту нефти при её транспортировке по системе магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть»

Настоящие рекомендации не могут быть полностью или частично воспроизведены, тиражированы и распространены в качестве официального издания без разрешения Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии

II

P 50.2.0^2004

Содержание

1    Область применения..............................................................................1

2    Нормативные ссылки............................................................................1

3    Термины и определения........................................................................4

4    Общие положения..................................................................................7

5    Порядок приема и сдачи нефти............................................................7

6    Определение массы нефти с применением СИКН...........................10

7    Определение массы нефти в мерах вместимости и мерах полной

вместимости........................................................................................13

8    Определение массы нефти при отгрузке в танки наливных

судов.....................................................................................................20

9    Определение массы нефти при отгрузке в железнодорожные

цистерны..............................................................................................20

10    Определение массы нефти в нефтепроводах..................................21

11    Инвентаризация нефти на предприятиях........................................24

12    Оформление документов о приеме и сдаче нефти.........................27

13    Определение потерь нефти и их оформление.................................28

14    Порядок разработки отчетов и исполнительных балансов...........30

15    Отпуск нефти в качестве топлива и на другие технологические

нужды...................................................................................................31

16    Особенности оформления отчетной документации при

приеме-сдаче нефти на экспорт........................................................32

Приложение А Методика введения поправки на результат измерений массы нефти при наличии свободного

газа...............................................................................34

Приложение Б Форма Акта приема-сдачи нефти по показаниям

СИКН для оформления партии нефти.....................37

Приложение В Формы Акта приема-сдачи нефти по показаниям СИКН для оформления партий, перемещаемых через таможенную границу Российской Федерации и Акта приема-сдачи нефти по показаниям СИКН для оформления партий на

зарубежных ПСН........................................................38

Приложение Г Форма Акта приема-сдачи нефти по показаниям

СИКН для валовых суточных объемов нефти........41

Приложение Д Форма Акта приема-сдачи нефти по резервуарам

для оформления партии нефти..................................42

Приложение Е Форма Акта приема-сдачи нефти по резервуарам

для валовых объемов нефти......................................43

Приложение Ж Форма Паспорта качества при приеме нефти

грузоотправителей.....................................................44

Приложение И Форма Паспорта качества при сдаче нефти на

III

P 50.2.0V' -2004

НПЗ РФ и при приеме-сдаче между

предприятиями трубопроводного транспорта........45

Приложение К Форма Паспорта качества для поставки нефти на

экспорт.........................................................................46

Приложение Л Форма 11аспорта качества для поставки нефти на

экспорт морским гранспортом..................................47

Приложение М Расчет коэффициента заполнения К₃ для

самотечного участка..................................................48

Приложение Н Таблицы значений поправочных коэффициентов

на вместимость трубопровода..................................50

Приложение П Форма Акта инвентаризации нефти в

трубопроводах............................................................53

Приложение Р Форма Акт? инвентаризации нефти в

резервуарах.................................................................54

Приложение С Форма сводной ведомости инвентаризации

нефти по ОАО (ООО) МН.........................................55

Приложение Т Форма сличительной ведомости инвентаризации

нефти............................................................................56

Приложение У Форма журнала учета приемо-сдаточных Актов....57 Приложение Ф Форма журнала регистрации показаний средств

измерений....................................................................57

Приложение X Форма Акта технического расследования аварии (отказа) линейной части магистрального

трубопровода..............................................................59

Приложение Ц Форма Акта списания потерь нефти, принадлежащей ОАО (ООО) МН, при техническом обслуживании и ремонте оборудования и сооружений магистральных нефтепроводов, а так же при выводе из

эксплуатации участков нефтепровода.....................62

Приложение Ч Форма Акта об отпуске нефти на собственные

нужды..........................................................................64

Приложение Ш Форма сведений о расходовании нефти на

собственные нужды...................................................65

IV

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО МЕТРОЛОГ ИИ

Государственная система обеспечения единства измерений

МЕТРОЛОГИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ УЧЕТА НЕФТИ ПРИ ЕЕ ТРАНСПОРТИРОВКЕ ПО СИСТЕМЕ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

_ОСНОВНЫЕ    ПОЛОЖЕНИЯ_

1    Область применения

Настоящие рекомендации распространяются на метрологическое обеспечение учета нефти (массы нефти) при ее транспортировке по системе магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть» и устанавливают основные положения данного метрологического обеспечения, а также порядок организации и ведения учета массы нефти при ее транспортировке.

Рекомендации предназначены для юридических лиц всех форм собственности, участвующих в операциях сдачи и приема нефти при ее транспортировке по системе магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть».

2    Нормативные ссылки

В настоящих рекомендациях использованы ссылки на следующие нормативные документы (далее - НД):

ГОСТ 33-2000 (ИСО 3104-94) Нефтепродукты. Прозрачные и непрозрачные жидкости. Определение кинематической вязкости и расчет динамической вязкости.

ГОСТ 1437-75 Нефтепродукты темные. Ускоренный метод определения серы.

ГОСТ 1510-84 Нефть и нефтепродукты. Маркировка, упаковка, транспортирование и хранение.

ГОСТ 1756-2000 (ИСО 3007-99) Нефтепродукты. Определение давления насыщенных паров.

ГОСТ 2177-99 (ИСО 3405-88) Нефтепродукты. Методы определения фракционного состава.

ГОСТ 2477-65 Нефть и нефтепродукты. Методы определения содержания воды.

ГОСТ 2517-85 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб.

ГОСТ 3900-85 Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности.

Дата введения 2005-01-01

I ОСТ 6370-83 Нефть, нефтепоолукты и ппигялуи Метпл оп-

Издание официальное

P 50.2.0^-2004

ределения механических примесей.

ГОСТ 7502-98 Рулетки измерительные металлические. Технические условия.

ГОСТ 11851 -85 Нефть. Метод определения парафина.

ГОСТ 21534-76 Нефть. Методы определения содержания хлористых солей.

ГОСТ 29329-92 Весы для статического взвешивания. Общие технические требования.

ГОСТ 30414-96 Весы для взвешивания транспортных средств в движении. Общие технические требования.

ГОСТ 8.346-2000 ГСИ. Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические. Методика поверки.

ГОСТ 8.570-2000 ГСИ. Резервуары стальные вертикальные цилиндрические. Методика поверки.

ПМГ 65-2003 ГСИ. Цистерны железнодорожные. Общие требования к методикам поверки объемным методом.

ГОСТ Р 50802-95 Нефть. Метод определения сероводорода, метил- и этилмеркаптанов.

ГОСТ Р 51000.4-96 ГСС РФ. Система аккредитации в Российской Федерации. Общие требования к аккредитации испытательных лабораторий.

ГОСТ Р 51069-97 Нефть и нефтепродукты. Метод определения плотности, относительной плотности и плотности в градусах API ареометром.

ГОСТ Р 51858-2002 Нефть. Общие технические условия.

ГОСТ Р 51947-2002 Нефть и нефтепродукты. Определение серы методом энергодисперсионной рентгенофлуоресцсн гной спектрометрии.

ГОСТ Р 8.563-96 ГСИ. Методики выполнения измерений.

ГОСТ Р 8.569-98 ГСИ. Автоцистерны для жидких нефтепродуктов. Методика поверки.

ГОСТ Р 8.595-2004 ГСИ. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений.

ГОСТ Р 8.599-2003 ГСИ. Плотность и объем нефти. Таблицы коэффициентов пересчета плотности и массы.

ПР 50.2.009-94 ГСИ. Порядок проведения испытаний и утверждения типа средств измерений.

РД 08.00-74.30. Ю-КТН-001-1-03 Испытательные лаборатории, осуществляющие контроль качества нефти при приёмо-сдаточных операциях. Основные требования.

РД 39-105-91 Правила клеймения средств измерений узлов учета нефти и трубопоршневых установок.

РД 50-156-79 Определение вместимости и фадуировка желе- ²

2

P 50.2.0/^-2004

зобетонных цилиндрических резервуаров со сборной стенкой вместимостью до 30000 м³ геометрическим методом.

РД 153-39.4-042 Инструкция по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти.

РД 153-39.4-078-01 Правила технической эксплуатации резервуаров магистральных нефтепроводов и нефтебаз.

МИ 1001-99 ГСИ. Определение поправочного коэффициента на полную вместимость нефтеналивных танков судов при измерении объема нефти. Методика расчета

МИ 1124-86 ГСИ. Вместимость стальных вертикальных цилиндрических резервуаров с теплоизоляцией. Методика выполнения измерений геометрическим методом.

МИ 2153-2003 ГСИ. Плотность нефти. Требования к методикам выполнения измерений ареометром при учетных операциях.

МИ 2174-91 ГСИ. Аттестация алгоритмов и программ обработки данных при измерениях. Основные положения.

МИ 2379-96 ГСИ. Давление насыщенных паров нефти. Методика выполнения измерений.

МИ 2575-2000 ГСИ. Нефть. Остаточное газосодержание. Методика выполнения измерений.

МИ 2579-2000 ГСИ. Резервуары (танки) речных и морских наливных судов. Методика поверки объемным методом.

МИ 2632-2001 ГСИ. Плотность нефти и нефтепродуктов и коэффициенты объемного расширения и сжимаемости. Методы и программа расчета.

МИ 2736-2002 ГСИ. Нормы погрешности баланса сдаваемой и принимаемой массы нетто нефти по ОАО «АК «Транснефть».

МИ 2724-2002 ГСИ. Резервуары стальные вертикальные цилиндрические теплоизолированные. Методика поверки геометрическим методом.

МИ 2773-2002 ГСИ. Порядок метрологического и технического обеспечения ввода в промышленную эксплуатацию систем измерений количества и показателей качества нефти.

МИ 2775-2002 ГСИ. Порядок метрологического и технического обеспечения промышленной эксплуатации систем измерений количества и показателей качества нефти, трубопоршневых поверочных установок и средств измерений в их составе.

МИ 2778-2002 ГСИ. Резервуары железобетонные вертикальные. Методика поверки объемным методом.

МИ 2795-2003 ГСИ. Потенциальные потери углеводородов в нефти от испарения. Методика выполнения измерений.

МИ 2825-2003 ГСИ. Системы измерительные количества и по-

3

казателей качества нефти. Метрологические и технические требования к проектированию.

МИ 2837-2003 ГСИ. Приемо-сдаточные пункты нефти. Метрологическое и техническое обеспечение.

АСТМ Д 445-96 Метод определения кинематической вязкости в прозрачных и непрозрачных жидкостях (и расчет динамической вязкости).

АСТМ Д 3230-90(97) Сырая нефть. Определение солей электрометрическим методом.

АСТМ Д 4006-81 Вода в сырых нефтях. Метод дистилляции.

АСТМ Д 4929-99 Стандартный метод определения органических хлоридов, содержащихся в сырой нефти.

АСТМ Д 4294-98 Нефтепродукты. Определение серы бездис-персионным рентгеноспектральным флюоресцентным методом.

АСТМ Д 5002-99 Стандартный метод определения плотности и относительной плотности сырой нефти цифровым анализатором плотности.

АСТМ Д 6377-99 Стандартный метод определения давления паров сырой нефти VPCR_X (метод расширения).

Примечание - При пользовании настоящими рекомендациями целесообразно проверить действие ссылочных НД по указателю «Государственные стандарты», составленному по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящими рекомендациями следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяют в части, нс затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и определения

В настоящих рекомендациях применены следующие термины с соответствующими определениями:

3.1    товарная нефть (нефть): Нефть, подготовленная к поставке потребителю в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51858.

3.2    приемо-сдаточный пункт (ПСП): Пункт по учету количества и оценке качества нефти, на котором подразделения принимающей и сдающей нефть сторон выполняют операции приема-сдачи нефти.

3.3    ОАО (ООО) МН: Акционерные общества магистральных нефтепроводов, обеспечивающие эксплуатацию (обслуживание) магистральных нефтепроводов.

3.4    собственная нефть ОАО (ООО) МН: Нефть, находящаяся на балансе обществ магистральных нефтепроводов на основании прав владения, пользования и распоряжения. Собственная нефть ОАО (ООО) МН включает технологический остаток, временно вы- ⁴

4

P 50.2.0#?-2004

тесненную нефть и товарный остаток.

3.5    технологический остаток: Количество нефти в нефтепроводах и резервуарах, необходимое для осуществления непрерывного технологического процесса перекачки нефти.

3.6    временно вытесненная нефть: Количество нефти, вытесненное из выведенных из эксплуатации нефтепроводов и резервуаров, которое впоследствии будет направлено на заполнение вновь вводимых или отремонтированных нефтепроводов и резервуаров, а также находящееся в резервуарном парке за счет изменения условий инвентаризации (температуры, давления, плотности, балласта).

3.7    товарный остаток собственной нефти: Остаток нефти, предназначенный для реализации, расходов на собственные нужды в качестве топлива и другие технологические нужды.

3.8    товарный остаток нефти грузоотправителей: Остаток нефти, включающий мобильный остаток, переходящий остаток и нераспределенный остаток.

3.9    мобильный (минимально-необходимый) остаток нефти грузоотправителей: Остаток нефти грузоотправителей, предназначенный для устойчивой работы ОАО «АК «Транснефть» для выполнения договорных обязательств по транспортировке нефти и рассчитываемый исходя из двухсуточной сдачи нефти в систему магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть» от количества, за-явленнот грузоотправителем на месяц.

3.10    переходящий остаток нефти грузоотправителей: Остаток нефти, принятой в систему магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть» от грузоотправителей на основании маршрутных поручений, но не сданный конечному грузополучателю.

3.11    нераспределенный остаток нефти грузоотправителей: Остаток нефти, принятой в систему магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть» от грузоотправителей на основании их заявок, но не оформленный в текущем месяце маршрутными поручениями.

3.12    транспортировка: Совокупность операций, включающая в себя операции приема нефти на начальном ПСП, перекачку по системе магистральных нефтепроводов, сдачу на конечном ПСГ1, слив, налив и перевалку.

3.13    грузоотправитель: Сторона по договору об оказании услуг по транспортировке нефти.

3.14    грузополучатель: Организация, являющаяся получателем нефти в пункте назначения и подписывающая акты приема-сдачи.

3.15    производитель: Производитель нефти, включенный Министерством промышленности и энергетики Российской Федерации в учетную структуру нефтяных компаний и нефтедобывающих ор-

5

ганизаций.

3.16    нефть клиентов: Нефть грузоотправителей (производителей).

3.17    наличие нефти клиентов: Фактическое наличие нефти фузоотправителей (производителей) в системе магистральных нефтепроводов в соответствии с исполнительными балансами ОАО (ООО) МН.

3.18    документальные остатки нефти клиентов: Расчетные остатки нефти фузоотправителей (производителей), определяемые исходя из остатков нефти на начало отчетного периода, количества принятой нефти в систему магистральных нефтепроводов, количества сданной нефти конечным фузополучателям, с учетом потерь нефти, рассчитанных в соответствии с «Нормами естественной убыли нефти при транспортировке нефти по маршрутам ОАО «АК «Транснефть».

3.19    маршрутное поручение: Поручение ОАО «АК «Транснефть» дочерним ОАО (ООО) ГЛН на транспортировку партии нефти фу зоотправите л я.

3.20    пункт отправления: Начальный ПСП маршрута транспортировки (пункт приема нефти от фузоотправителя).

3.21    пункт назначения: Конечный ПСП маршрута транспортировки (пункт сдачи нефти фузополучателю).

3.22    промежуточный пункт: Пункт приема-сдачи между смежными ОАО (ООО) МН.

3.23    система измерений количества и показателей качества нефти (СИКН): Совокупность средств измерений, системы обработки информации, технологического оборудования и трубопроводной арматуры, функционирующих как единое целое, основанная на методе динамических измерений массы брутто нефти, и предназначенная для:

-    получения информации об измеряемых параметрах нефти,

-    автоматической и ручной обработки результатов измерений,

-    индикации и регистрации результатов измерений и результатов их обработки.

3.24    мера вместимости: Средство измерений объема нефти, имеющее свидетельство о поверке и фадуировочную таблицу (резервуары, железнодорожные цистерны, танки наливных судов).

3.25    мера полной вместимости: Средство измерений объема нефти, имеющее свидетельство о поверке и оснащенное указателем уровня наполнения (автоцистерны, прицепы-цистерны, полуприцепы-цистерны).

3.26    партия нефти: Количество нефти, сопровождаемое одним маршрутным поручением.

6

P 50.2.0^-2004

3.27    схема нормальных (технологических) грузопотоков нефти: Документ, утвержденный уполномоченным государственным органом и устанавливающий нормы качества нефти в транспортных потоках.

3.28    стандартные услоьия: Условия, соответствующие температуре 20 °С или 15 °С и избыточному давлению, равному нулю.

3.29    масса брутто нефти: Общая масса нефти, включающая массу балласта.

3.30    масса балласта: Общая масса воды, хлористых солей и механических примесей в нефти.

3.31    масса нетто нефти: Разность массы брутто нефти и массы балласта.

3.32    система обработки информации (СОИ): Вычислительное устройство, принимающее, обрабатывающее информацию о количественно-качественных параметрах нефти, измеренных первичными преобразователями, и включающее в себя блоки индикации и регистрации результатов измерений.

3.33    испытательная (аналитическая) лаборатория нефти: Лаборатория, осуществляющая контроль качества нефти при приёмо-сдаточных операциях.

4    Общие положения

4.1    ОАО «АК «Транснефть» осуществляет транспортировку нефти на основании договоров, заключаемых с грузоотправителями.

4.2    Транспортировку нефти осуществляют партиями.

4.3    Транспортировку осуществляют в соответствии со Схемой нормальных (технологических) фузопотоков нефти.

4.4    Каждый маршрут включает пункт отправления и пункт назначения.

5    Порядок приема и сдачи нефти

5.1    Учет нефти в системе магистральных нефтепроводов осуществляют по массе нетто в тоннах, с округлением до целых значений.

5.2    Требования к нефти, предъявленной для транспортировки на нефтеперерабатывающие заводы (далее -НПЗ) России и на экспорт: по ГОСТ Р 51858. Содержание свободного газа в нефти не допускается.

5.3    В случае обнаружения в принимаемой партии нефти свободного газа прием нефти прекращают. По согласованию сдающей и принимающей нефть сторон допускается продолжать прием нефти, при этом на результат измерений количества нефти вводят поправку в соответствии с приложением А.

7

P 50.2.0^2-2004

5.4    При приеме и сдаче партии нефти на ПСП определяют ее массу и значения показателей качества нефти. По их результатам оформляют Акт приема-сдачи нефти (приложения Б, В, Г, Д, Е) и Паспорт качества нефти (приложения Ж, И, К, Л). Кроме того, при отгрузке нефти морским, речным и железнодорожным транспортом оформляют коносамент и накладную в соответствии с правилами, установленными на этом транспорте. Сведения, отраженные в коносаменте и в железнодорожных накладных, соответствуют данным в Актах приёма-сдачи.

Должностных лиц, ответственных за прием-сдачу нефти, составление и подписание актов приёма-сдачи нефти, назначают приказами руководителей сдающей и принимающей нефть сторон. Образцы подписей ответственных лиц хранят в бухгалтериях сдающей и принимающей нефть сторон.

Полномочия должностных лиц оформляют доверенностями. Подлинники доверенностей или нотариально заверенные копии находятся у представителей сдающей и принимающей сторон.

5.5    Массу нетто нефти определяют как разность массы брутто нефти и массы балласта.

5.6    Измерения массы брутто нефти на ПСП при приеме (сдаче) проводят следующими методами по ГОСТ Р 8.595:

-    прямым методом динамических измерений,

-    косвенным методом динамических измерений,

-    прямым методом статических измерений,

-    косвенным методом статических измерений,

-    косвенным методом, основанным на гидростатическом принципе.

5.7    Нормы погрешности измерений массы нефти:    по

ГОСТ Р 8.595.

5.8    Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН технически исправны и не допускают перетока и утечки нефти. При этом обеспечен контроль отсутствия утечек с помощью врезных вентилей, установкой заглушек или автоматический контроль герметичности запорной арматуры, применяемой при проведении контроля метрологических характеристик расходомеров.

5.9    Отбор проб нефти проводят по ГОСТ 2517. Испытания нефти проводят в аккредитованной испытательной (аналитической) лаборатории сдающей или принимающей стороны, определяемой по соглашению сторон, входящей в состав соответствующего ПСП. Требования к испытательной лаборатории: по Р Д-08.00-74.30.10-КТН-001-1-03.

5.10    Требования к показателям качества нефти:    по

ГОСТ Р 51858. Для проверки соответствия нефти требованиям на-

8

P 50.2.0^2004

стоящего стандарта проводят приемо-сдаточные и периодические испытания.

Приемосдаточные испытания проводят один раз в смену по следующим показателям: плотность, массовая доля серы, давление насыщенных паров (при приеме нефти для транспортировки по системе магистрального транспорта), массовая доля воды и концентрация хлористых солей.

Периодические испытания проводят в сроки, согласованные принимающей и сдающей нефть сторонами, но не реже одного раза в 10 дней по показателям: массовая доля механических примесей, давление насыщенных паров (при сдаче нефти из системы магистрального транспорта, при приеме-сдаче между смежными ОАО (ООО) МН), массовая доля сероводорода и легких меркаптанов, выход фракций, содержание хлорорганических соединений, массовая доля парафина.

Показатели «выход фракций» и «массовая доля парафина» определяют при приеме нефти в систему магистральных нефтепроводов и при сдаче нефти на экспорт.

Для определения массовой доли механических примесей, массовой доли органических хлоридов и парафина составляют накопительную пробу равных количеств нефти всех суточных объединенных проб за период между измерениями, отобранных по ГОСТ 2517.

Давление насыщенных паров, выход фракций, содержание сероводорода и легких меркаптанов определяют по точечным пробам нефти.

Остальные показатели качества нефти определяют по объединенной пробе нефти, отобранной по ГОСТ 2517.

Объемную долю свободного газа в нефти определяют не реже одного раза в месяц, а так же по требованию одной из сторон.

5.11    Показатели качества нефти определяют стандартизованными методами по 6.6.2. Определение показателей качества нефти может быть проведено с применением анализаторов, прошедших испытания с целью утверждения типа по ПР 50.2.009. Погрешность анализаторов: не хуже установленных стандартизованными методами. При применении автоматизированных анализаторов, в которых МВИ реализованы алгоритмами и программными средствами, разработку и аттестацию дополнительных МВИ не осуществляют.

5.12    Арбитражную (контрольную) пробу нефти хранят в соответствии с ГОСТ 2517 и ГОСТ 1510. При разногласиях в оценке показателей качества нефти, возникших после приемо-сдаточных испытаний и в срок не более срока хранения арбитражной пробы, проводят испытания (вскрытие) арбитражной пробы. Решение об испытании арбитражной пробы нефти принимают на основании письмен- ⁹

9

P 50.2.0^2004

ного заявления одной из сторон с указанием причины, вызвавшей разногласие и при согласовании принимающей и сдающей нефть сторон. Снятие с хранения арбитражной пробы нефти проводят в присутствии принимающей и сдающей сторон с оформлением Акта снятия с хранения арбитражной пробы нефти, подписанного уполномоченными лицами от принимающей и сдающей стороны и соответствующей записи в журнале хранения арбитражных проб. Испытания проводят в лаборатории, определенной соглашением сторон. Результаты, полученные при испытании арбитражной пробы, считают окончательными.

5.13 Количество сданной и принятой нефти на ПСП измеряют по СИКН и мерам вместимости каждые два часа, посменно и ежесуточно по состоянию на 24 часа московского времени.

6 Определение массы нефти с применением СИКН

6.1    Массу брутто принятой и сданной нефти с применением СИКН определяют согласно РД 153-39.4-042.

При приёме-сдаче нефти по показаниям СИКН применяют следующие основные методы измерений:

-    косвенный метод динамических измерений с применением преобразователей объёмного расхода (далее - ПР), включая ультразвуковые, и поточных преобразователей плотности;

-    прямой метод динамических измерений с применением мас-сомеров.

6.2    При измерениях массы брутто нефти косвенным методом динамических измерений регистрируют результаты измерений:

-    объема нефти (м³), измеренного каждым рабочим ПР в рабочих условиях и приведенного к стандартным условиям;

-    объема нефти (м³), приведенного к стандартным условиям, измеренного СИКН;

-    плотности нефти (кг/м³), измеренной поточным плотномером, приведенной к условиям измерений объема и к стандартным условиям;

-    массы брутто нефти (т), измеренной по каждой рабочей линии и всей СИКН.

При измерениях косвенным методом динамических измерений, массу брутто нефти вычисляют как произведение соответствующих значений:

объёма и плотности нефти, приведённых к условиям измерений объема;

объёма и плотности нефти, приведённых к стандартным условиям согласно ГОСТ Р 8.595.

При определении объема нефти применяют ПР (турбинные.

10

P 50.2.0^-2004

лопастные, роторные, ультразвуковые и др.), преобразователи давления и температуры, систему обработки информации.

При определении плотности нефти применяют поточные преобразователи плотности, преобразователи давления и температуры, систему обработки информации.

На выходе каждой измерительной линии, на входе и выходе поверочной установки устанавливают преобразователь давления и манометр, преобразователь температуры и стеклянный термометр. На выходном коллекторе СИКН - преобразователь давления и манометр.

В том случае, если вязкость нефти влияет на характеристики ПР, вязкость нефти определяют с периодичностью, указанной для метода измерений по ГОСТ 33.

В том случае, если на показания ПР вводят поправку по вязкости, ее измеряют поточным вискозиметром.

6.3    При измерениях прямым методом динамических измерений массу брутто нефти измеряют массомерами и автоматически регистрируют результаты измерений массы нефти (в тоннах), измеренной каждым рабочим массомером и всей СИКН.

6.4    Определение содержания балласта в нефти проводят в испытательной лаборатории с использованием проб, отбираемых автоматическими пробоотборниками или вручную в соответствии с ГОСТ 2517.

6.5    Вычисление массы нетто нефти

Массу нетто нефти Л/ц, т, вычисляют как разность массы брутто нефти Л/, т, и массы балласта т, т, по формуле

где \Уц - массовая доля воды в нефти, %;

- массовая доля механических примесей в нефти, %; fV_Xc - массовая доля хлористых солей в нефти, %, вычисленная по формуле

p_v - плотность нефти при условиях измерений объема нефти, кг/м³.

Если измеряют не массовую, а объёмную долю воды в нефти, то массовую долю вычисляют по формуле

^хс=0,1 -Ьь,

Pv

где <р_чс - концентрация хлористых солей в нефти, мг/дм ,

(6.5.2)

(6.5.3)

Pv

11

где (р, - объемная доля воды в нефти, %;

р_и - плотность волы, кг/м³ (принимают равной 1000 кг/м³).

6.6 Определение показателей качества нефти

6.6.1    Пробы для определения показателей качества нефти отбирают в соответствии с ГОСТ 2517.

6.6.2    Показатели качества нефти определяют стандартизованными лабораторными методами в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51858:

-    плотность по ГОСТ 3900, или по ГОСТ Р 51069 с учетом МИ 2153;

-    массовую долю воды по ГОСТ 2477 и (или) по АСТМ Д 4006;

-    массовую долю механических примесей по ГОСТ 6370;

-    концентрацию хлористых солей по ГОСТ 21534 и (или) АСТМ Д 3230;

-    массовую долю серы по ГОСТ 1437 и ГОСТ Р 51947 или по АСТМ Д 4294;

-    давление насыщенных паров (ДНП) по ГОСТ 1756, АСТМ Д 6377;

-    объемную долю свободного газа по МИ 2575;

-    массовую долю парафина по ГОСТ 11851;

-    выход фракций по ГОСТ 2177 (метод Б);

-    массовую долю сероводорода по ГОСТ Р 50802;

-    массовую долю метил- и этилмеркаптанов по ГОСТ Р 50802;

-    массовую долю органических хлоридов по АСТМ Д 4929.

Приведение плотности нефти при 20 °С к 15 °С выполняют по

таблицам ГОСТ Р 8.599, а также по таблицам МИ 2153 или по программам пересчета МИ 2632.

Плотность нефти допускается определять анализаторами плотности, погрешность которых не хуже погрешности стандартизованных лабораторных методов (поточными или лабораторными).

6.6.3 В актах приема-сдачи и в паспортах качества измеренные параметры отражаются с числом значащих цифр после запятой, указанным в таблице:

Параметр (характеристика)

Единица

величины

Число цифр после запятой

Температура

°С

1

Давление

МПа

2

Плотность

кг/м³

1

Масса

тонна

0

Объем

м³

0

12

Масссовая доля балласта

%

4

Масссовая доля хлористых

солей

%

4

Масссовая доля мех. примесей

%

4

Массовая доля воды

%

2

Массовая доля серы

%

2

6.7    Алгоритм измерений и программа обработки результатов измерений излагают в НД на методику выполнения измерений, разработанной и аттестованной в соответствии с ГОСТ Р 8.563, ГОСТ Р 8.595 и МИ 2174.

6.8    Конкретные условия эксплуатации, порядок организации измерений массы нефти излагают в «Инструкции по эксплуатации СИКН», разработанной для каждой СИКН в соответствии с РД 153-39.4-042.

6.9    В случае отказа средств измерений, не позволяющего осуществлять учет по СИКН, переход на резервную схему учета осуществляют согласно положениям РД 153-39.4-042. За минимальное время от момента отказа (или последнего зафиксированного значения количества нефти) до перехода на резервную схему учета, количество перекаченной нефти определяют расчетным путем, при этом параметры потока (давление, температуру, плотность нефти) принимают равными средним значениям за последний отчетный период, значение расхода нефти при этом принимают равным зафиксированному значению за последние два часа при неизменном режиме перекачки, и оформляют Акт, составленный комиссионно.

7 Определение массы нефти в мерах вместимости и мерах полной вместимости

7.1    Определение массы нефти в мерах вместимости

Массу нефти в мерах вместимости определяют: косвенным методом статических измерений, прямым методом статических измерений, косвенным методом, основанном на гидростатическом принципе.

7.1.1    При измерениях косвенным методом статических измерений в мерах вместимости объем нефти определяют по градуировочной таблице, используя результат измерений уровня нефти в мере вместимости. Плотность нефти измеряют переносным плотномером или определяют в лаборатории по объединенной пробе нефти, отобранной из меры вместимости по ГОСТ 2517. Массу брутто нефти определяют как произведение объема нефти и плотности, приве-

13

денной к условиям измерений объема, или как произведение объема нефти и плотности нефти, приведенных к стандартным условиям.

7.1.2    При измерениях прямым методом статических измерений массу порожней меры вместимости и массу меры вместимости с нефтью измеряют на весах. Массу брутто нефти вычисляют как разность массы меры вместимости с нефтью и массы порожней меры вместимости.

7.1.3    При измерениях косвенным методом, основанном на гидростатическом принципе, массу нефти вычисляют, используя результат измерений гидростатического давления столба нефти, а так же градуировочные таблицы меры вместимости.

7.1.4    Определение вместимости при применении косвенного метода статических измерений и косвенного метода, основанного на гидростатическом принципе, проводят по следующим нормативным документам:

вместимость стальных вертикальных цилиндрических резервуаров - по ГОСТ 8.570 и МИ 1124;

вместимость горизонтальных цилиндрических резервуаров -по ГОСТ 8.346;

вместимость железобетонных резервуаров - по РД50-156 и МИ 2778;

вместимость железнодорожных цистерн - по ПМГ 65;

вместимость автоцистерн - по ГОСТ Р 8.569;

вместимость резервуаров (танков) речных и морских судов -по МИ 2579.

7.1.5    Учет количества принятой и сданной нефти косвенным методом статических измерений с использованием резервуаров проводят после двухчасового сгстоя нефти в резервуарах и дренажа подтоварной воды и загрязнений.

7.1.6    Измерения уровня нефти и подтоварной воды в резервуарах

Уровень нефти измеряют уровнемерами, измерительными рулетками с лотом по Г ОСТ 7502 или электронными рулетками.

Уровень подтоварной воды измеряют уровнемерами, измерительными рулетками при помощи водочувствительной ленты или пасты, электронными средствами измерений.

Уровень нефти и подтоварной воды в резервуарах допускается измерять другими техническими средствами, сертифицированными для выполнения данных операций.

Измерения уровня нефти и подтоварной воды уровнемером или электронной рулеткой

Измерения уровня нефти и уровня подтоварной воды уровнемером или электронной рулеткой проводят в соответствии с экс-

14

P 50.2.0^-2004

плуатационной документацией на уровнемер или электронную рулетку.

Измерения уровня нефти измерительной рулеткой

Ленту рулетки до и после измерений протирают мягкой тряпкой насухо.

Проверяют базовую высоту резервуара как расстояние по вертикали от днища в точке касания груза измерительной рулетки до верхнего края измерительного люка или до риски направляющей планки измерительного люка.

Полученный результат сравнивают с известной (паспортной) величиной базовой высоты, нанесенной на резервуаре.

Если базовая высота (#б) отличается от полученного результата не более, чем на 0,1 % то измерение уровня нефти рулеткой осуществляется в следующей последовательности:

Опускают ленту рулетки с грузом медленно до касания лотом днища или опорной плиты (при наличии), не допуская отклонения лота от вертикального положения, не задевая за внутреннее оборудование, сохраняя спокойное состояние поверхности нефти и не допуская волн.

Затем рулетку поднимают строго вертикально, не допуская смещения в сторону, и берут отсчет на месте смоченной части ленты нефтью.

Отсчет по ленте рулетки проводят сразу после появления смоченной части ленты рулетки над измерительным люком с точностью до 1 мм.

Измерения уровня жидкости в каждом резервуаре проводят дважды. Если результаты измерений отличаются не более, чем на 1 мм, то в качестве результата измерений уровня принимают их среднее значение.

Если полученное расхождение измерений составляет более 1 мм, то измерения повторяют еще дважды и берут среднее значение из трех наиболее близких измерений.

Если базовая высота (//б) отличается от полученного результата более, чем на 0,1 % #б, выясняют причину изменения базовой высоты и устраняют ее в кратчайшие сроки. Базовую высоту резервуара измеряют не менее, чем 1 раз в год.

На период, необходимый для выяснения и устранения причин изменения базовой высоты, разрешается измерения уровня нефти проводить по высоте пустоты резервуара.

Определение уровня нефти по высоте пустоты резервуара с помощью измерительной рулетки

Опускают ленту рулетки с грузом медленно до погружения лота в нефть, не допуская отклонения лота от вертикального поло-

15

жсния, не задевая за внутреннее оборудование, сохраняя спокойное состояние поверхности нефти и не допуская волн.

Первый отсчет (верхний) берут по рулетке на уровне риски планки замерного люка. Затем рулетку поднимают строго вертикально, не допуская смещения в сторону, и берут отсчет на месте смоченной части ленты нефтью (нижний отсчет).

Отсчет по ленте рулетки проводят сразу после появления смоченной части ленты рулетки над измерительным люком с точностью до 1 мм.

Измерения высоты пустоты в каждом резервуаре проводят дважды. Если результаты измерений отличаются не более, чем на 1 мм, то в качестве результата измерений уровня принимают их среднее значение.

Если полученное расхождение измерений составляет более 1 мм, то измерения повторяют еще дважды и берут среднее значение из трех наиболее близких измерений.

Высоту пустоты находят как разность верхнего и нижнего отсчетов по рулетке.

Уровень нефти в резервуаре определяют вычитанием полученного значения высоты пустоты из паспортной величины базовой высоты резервуара.

Измерения уровня подтоварной воды в резервуарах измерительной рулеткой

Измерение уровня подтоварной воды в резервуарах проводят измерительной рулеткой при помощи водочувствительной ленты или пасты в следующей последовательности:

Водочувствительную ленту в натянутом виде прикрепляют к поверхности лота с двух противоположных сторон.

Водочувствительную пасту наносят тонким слоем (0,2...0,3 мм) на поверхность лота полосками с двух противоположных сторон.

Рулетку с лотом с водочувствительной пастой или с прикрепленной водочувствительной лентой при определении уровня подтоварной воды выдерживают в резервуаре неподвижно в течение 2-3 минут, когда водочувствительный слой полностью растворится и грань между слоями воды и нефти будет резко выделена.

Измерения уровня подтоварной воды в каждом резервуаре проводят дважды. Если результаты измерений отличаются не более, чем на 1 мм, то в качестве результата измерений уровня принимают их среднее значение.

Измерения уровня подтоварной воды повторяют, если на ленте или пасте она обозначена нечетко, косой линией или на неоди-

16