Временная инструкция по определению массы нефти при учетно-расчетных операциях с применением узлов учета нефти

Временная инструкция по определению массы нефти при учетно-расчетных операциях с применением узлов учета нефти

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

Инструкция устанавливает порядок определения массы брутто и нетто нефти с нормированными значениями погрешности при учетно-расчетных операциях с применением узлов учета нефти, принятых в промышленную эксплуатацию в установленном порядке.

  • Заменяет РД 39-5-770-82 «Инструкция по определению количества нефти на автоматизированных узлах учета с турбинными счетчиками при учетно-расчетных операциях»

Оглавление

1. Общие положения

2. Определение массы нефти

3. Оформление результатов измерений

4. Основные требования к УУН и их эксплуатации

5. Типовая инструкция по эксплуатации узла учета нефти (обязательное приложение 1)

6. Определение массы нефти при различии термодинамических условий в блоке измерения параметров качества и ТПР (обязательное приложение 2)

7. Методика определения коэффициента Кg (обязательное приложение 3)

8. Журнал регистрации показаний средств измерений УУН (обязательное приложение 4)

9. Паспорт качества нефти (форма заполнения) (обязательное приложение 5)

10. Акт приема-сдачи нефти (форма заполнения) (обязательное приложение 6)

11. Методика определения плотности нефти при учетно-расчетных операциях (обязательное приложение 7)

12. Перечень нормативно-технических документов, применяемых при учетно-расчетных операциях (справочное приложение 8)

13. Ведомственный контроль метрологических характеристик средств измерений (обязательное приложение 9)

14. Порядок учета нефти при нарушениях основных требований эксплуатации и отказах средств измерений УУН (обязательное приложение 10)

15. Перечень документов, обязательных к наличию на УУН (обязательное приложение 11)

16. Типовая инструкция по эксплуатации узлов коммерческого учета нефти на базе японского оборудования (обязательное приложение 12)

17. Термины, используемые в инструкции и их определение (обязательное приложение 13)

Дата введения01.03.1989Добавлен в базу01.09.2013 Актуализация01.01.2021 Этот документ находится в:
  • Раздел Экология
    • Раздел 75 ДОБЫЧА И ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ, ГАЗА И СМЕЖНЫЕ ПРОИЗВОДСТВА
      • Раздел 75.180 Оборудование для нефтяной и газовой промышленности
        • Раздел 75.180.30 Объемные измерения и средства для этих измерений
        • Раздел Экология
          • Раздел 75 ДОБЫЧА И ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ, ГАЗА И СМЕЖНЫЕ ПРОИЗВОДСТВА
            • Раздел 75.040 Сырая нефть
            • Раздел Строительство
              • Раздел Нормативные документы
                • Раздел Отраслевые и ведомственные нормативно-методические документы
                  • Раздел Проектирование и строительство объектов нефтяной и газовой промышленности
                  Организации: 06.02.1989УтвержденМинистерство нефтяной промышленности СССР РазработанНПО Нефтеавтоматика РазработанВНИИСПТнефть ПринятГлавное техническое управление Министерства нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности ПринятГлавное научно-техническое управление метрологии Государственного комитета СССР по стандартам
                  • ГОСТ 8.002-86Государственная система обеспечения единства измерений. Государственный надзор и ведомственный контроль за средствами измерений. Основные положения
                  • РД 50-290-81Методические указания. Анализаторы содержания серы в нефти. Методы и средства поверки
                  • ГОСТ 11851-85Нефть. Метод определения парафина. Заменен на ГОСТ 11851-2018.
                  • ГОСТ 1437-75Нефтепродукты темные. Ускоренный метод определения серы
                  • ГОСТ 18481-81Ареометры и цилиндры стеклянные. Общие технические условия
                  • ГОСТ 21534-76Нефть. Методы определения содержания хлористых солей
                  • ГОСТ 2477-65Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды. Заменен на ГОСТ 2477-2014.
                  • ГОСТ 2517-85Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб. Заменен на ГОСТ 2517-2012.
                  • ГОСТ 26976-86Нефть и нефтепродукты. Методы измерения массы
                  • ГОСТ 3900-85Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности
                  • ГОСТ 6370-83Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей. Заменен на ГОСТ 6370-2018.
                  • ГОСТ 8.061-80Государственная система обеспечения единства измерений. Поверочные схемы. Содержание и построение
                  • ГОСТ 9965-76Нефть для нефтеперерабатывающих предприятий. Технические условия
                  • РД 50-293-81Методические указания. Нефть и нефтепродукты. Аттестация анализаторов состава и свойств
                  • РД 50-291-81Методические указания. Анализаторы состава и свойств нефтепродуктов. Нормируемые метрологические характеристики
                  • РД 50-294-81Методические указания. Плотномеры вибрационные. Методы и средства поверки
                  • РД 39-5-649-81Правила ввода в промышленную эксплуатацию систем измерения количества нефти
                  • ГОСТ 33-82Нефтяные продукты. Метод определения кинематической и расчет динамической вязкости. Заменен на ГОСТ 33-2000.
                  • ГОСТ 1756-52Нефтепродукты. Методы определения давления насыщенных паров. Заменен на ГОСТ 1756-2000.
                  • ГОСТ 2177-82Нефтепродукты. Методы определения фракционного состава. Заменен на ГОСТ 2177-99.
                  • ГОСТ 8.024-75Государственная система обеспечения единства измерений. Государственный первичный эталон и общесоюзная поверочная схема для средств измерений плотности жидкости. Заменен на ГОСТ 8.024-2002.
                  • ГОСТ 8.510-84Государственная система обеспечения единства измерений. Государственная поверочная схема для средств измерений (счетчиков) объема жидкости. Заменен на ГОСТ 8.510-2002.
                  • ГОСТ 8.513-84Государственная система обеспечения единства измерений. Поверка средств измерений. Организация и порядок проведения
                  • МИ 303-83Государственная система обеспечения единства измерений. Преобразователи расхода турбинные. Методы и средства поверки многократными измерениями
                  • РД 50-340-82Методические указания. Классификация и применение технических средств для испытаний нефти и нефтепродуктов
                  • Показать все

                  Чтобы бесплатно скачать этот документ в формате PDF, поддержите наш сайт и нажмите кнопку:

                  МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

                  внииспт

                  НЕФТЬ

                  ВРЕМЕННАЯ ИНСТРУКЦИЯ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ МАССЫ НЕФТИ ПРИ УЧЕТНО ■ РАСЧЕТНЫХ ОПЕРАЦИЯХ С ПРИМЕНЕНИЕМ УЗЛОВ УЧЕТА НЕФТИ

                  Министерство нефтяной промышленности ШО "Нефтеавтоматика" ВНШСПТнефть

                  первым заместителем министра В. Ю.Филановским 6 февраля 1989г.

                  ВРЕМЕННАЯ ИНСТРУКЦИЯ ПО ОПРЕДЕДЕНИЮ МАССЫ НЕФТИ ПРИ УЧЕТНО-РАСЧЕТНЫХ ОПЕРАЦИЯХ С ПРИМЕНЕНИЕМ УЗЛОВ УЧЕТА НЕФТИ

                  начальником Главного технического управления министерства нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности

                  зам. начальника Главного научно-технического управления метрологии Государственного комитета СССР по стандартам И.Х.Сологяяом

                  2.1. Преобразователь влагооо-держания поточный

                  2.2. Преобразователь солесодер-жания поточный

                  2.3. Преобразователь серосодер-жания поточный

                  2.4. Преобразователь вязкости поточный

                  При наличии по проекту

                  При наличии по проекту

                  При наличии по проекту

                  При наличии по проекту использовать для коррекции коэффициента преобразования

                  При наличии по проекту использовать для коррекции коэффициента преобразования

                  2.5. Устройство по корректировке коэффициента преобразования ТПР по расходу или расхода по вязкости

                  2.6. Индикатор расхода на ветви качества

                  2.7. Контрольное устройство загазованности в ЕИК (газосигнализатор)

                  2.8. Промывной насос

                  2.9. Регулятор давления

                  2.XI. Детектор газа в нефти

                  При наличии по проекту

                  При наличии по проекту При наличии по проекту При наличии по проекту При наличии по проекту

                  УУН должен быть укомплектован стационарной трубопоршневой поверочной установкой (в дальнейшем - ТПУ), пропуокная способность которой позволяет проводить поверку ТПР в фактическом диапазоне расхода через измерительные линии.

                  При отсутствии стационарной ТПУ на УУН до его оснащения допускается производить поверху TOP по передвижной ТПУ, пропускная способность которой и давление позволяет проводить поверку ТПР в рабочем диапазоне расхода и давления.

                  Погрешности средств измерений, входящих в состав УУН, должны соответствовать действующим НТД.

                  При измерении давления и температуры нефти должны использо-

                  ваться датчики давления и температуры, а при их отсутствии манометры класса точности 1,5 и термометры с ценой деления 0,1 °С.

                  4.2. Средства измерений, входящие в УУН должны пройти государственные приемочные испытания (ГПИ) в соответствии с ГОСТ 8.383-80 или государственную метрологическую аттестацию в соответствии с ГОСТ 8.326-78, ?Ш318-86 и типовыми программами, перечень которых приведен в справочном приложении 8,

                  4.3. Средства измерений, входящие в УУН, подлежат государственной поверке в соответствии с требованиями ГОСТ 8.513-84 и методических указаний метрологических институтов Госстандарта (инструкций или разделов технического описания), перечень которых приведен в справочном приложении 8, а также ведомственному контролю метрологических характеристик в соответствии с обязательным приложением 9,

                  Учет нефти при поверке и ведомственном контроле метрологических характеристик рабочих ТПР ведется по резервным ТПР (на измерительных линиях поставки Японии учет нефти ведется по контрольным преобразователям*расхода, если отсутствует возможность сброса нефти с выхода ТПУ на отдельный резервуар).

                  При невозможности использования средств измерений, входящих в УУН, определение массы нефти производится по резервной схеме, которая определена в договоре на поставку нефти.

                  4.4. Бызов госдоверителя осуществляет организация, проводящая обслуживание УУН. Расходы, связанные с вызовом госповерителя для периодических и внеочередных поверок в случаях, указанных в п.4.8, оплачивает владелец УУН* В остальных случаях проведения внеочередных, а также экспертных поверок расходы оплачивает предприятие, по вике которого допущено нарушение, или предприятие-заявитель в случае, если в результате поверок нарушений не обнаружено.

                  4.5. Основные требования к эксплуатации УУН.

                  4.5.1. Все средства измерений, входящие в состав УУН, должны быть работоспособны и иметь действующие свидетельства о поверке или клеймо.

                  4.5.2. Суммарная погрешность УУН определяется I раз в год после проведения поверки всех средств измерений, входящих в состав УУН.

                  В случае замены одного из средств измерений или после проведения внеочередной поверки любого средства измерения и получения погрешности этого средства измерения, не превышающей предела допускаемой погрешности, определение суммарной погрешности УУН не производится.

                  4.5.3. В процессе эксплуатации УУН должны контролироваться следующие параметры.

                  4.5.3Л. Расход нефти через измерительные линии.

                  Расход нефти измеряется в и 3 /ч и должен находиться в пределах рабочего диапазона, указанного в свидетельстве о поверке преобразователя расхода.

                  4.5.3.2. Температура и давление нефти на выходном коллекторе УУЦ.

                  Давление нефти на выходе УУН должно обеспечивать бескавита-ционную работу ТИР и должно быть не менее значения, определенного по формуле:

                  Р » 2,06 ’Рн +2&Р t (7)

                  где Р - избыточное давление на выходе УУН, МПа;

                  Рц - абсолютное давление насыщенных паров; определенное о помощью бомбы Рейда при максимальной температуре нефти на УУН по ГОСТ 1766-52.

                  При измерении тазонасыщенной нефти давление насыщенных паров определяется согласно ОСТ 39-087-79.

                  A P - перепад давления на ТПР, МПа.

                  4.5.3.3. Температура и давление нефти в блоке измерения параметров качества на выходе преобразователя плотности.

                  Поверка преобразователя плотности "Денситон" производится в рабочем диапазоне плотности, температуры и давления, предельные значения которых долины быть указаны в представленной владельцем УУН и согласованной покупателем нефти справке. Эксплуатация преобразователей плотности "Денситон" должна производиться в указанных пределах.

                  4.5.3.4. Перепад давления на фильтрах.

                  Перепад давления на фильтрах должен быть не более значения, указанного в паспорте на данный тип фильтра.

                  4.5.3.5. Вязкость нефти.

                  При отсутствии устройства по корректировке коэффициента преобразования ТПР по вязкости, вязкость нефти не должна отличаться от значений вязкости, при которых проводилась поверка ТПР, более чем на:

                  + 2*10“® м^/с для ТПР "Турбоквант";

                  ± 5*10"® м^/с для ТПР "Ротоквант" Ду 400,

                  МИГ-100, МИГ-150, Смит-200;

                  +10*10"® м 2 /0 Д** И? МИГ-200, МИГ-250, МИГ-400, Смит-250.

                  4.5.3.6. Периодическую поверку средств измерений, входящих в состав УУН, проводят по графику, составленному организацией, проводящей обслуживание УУН, утвержденному руководителем организации-владельца УУН и согласованному территориальными органами Госстандарта, во не реже:

                  рабочих средств измерений (ТПР; преобразователей плотности, влагосодержання, солеоодержания, оеросодержания, вязкости; ЦБОИ; вторичных приборов счетчиков; суммирующих приборов), весов, мерников - I раз в год;

                  трубопоршневых поверочных установок:

                  4.6. Несоблюдение требований п.4.5 является нарушением основных требований эксплуатации УУН.

                  Порядок учета нефти при нарушениях основных требований эксплуатации и отказах средств измерений УУН приведен в обязательном приложении 10.

                  4.7. Инспекционную и экспертную поверки проводят в соответствии с требованиями ГОСТ 8.513-84. Инспекционную поверку проводят для выявления пригодности к применению средств измерений при осуществлении ведомственного контроля.

                  Экспертную поверку проводят при возникновении спорных вопросов по метрологическим характеристикам, исправности средств измерений УУН и пригодности их к применению.

                  4.8. Внеочередную поверку СИ УУН проводят по письменному заявлению одной из сторон в соответствии с требованиями ГОСТ 8.513--84, а также в случаях:

                  получения отрицательных результатов при ведомственном контроле метрологических характеристик средств измерений в соответствии с приложением 9;

                  отклонения значений давления и температуры в условиях эксплуатации от значений, при которых проводилась поверка преобразователей плотности (кроме преобразователей фирмы и СЬлартрон н );

                  отклонения значений вязкости нефти в условиях эксплуатация от значений, при которых проводилась поверка ТОР, более установленных пределов при отсутствии корректора по вязкости;

                  сохранения знака в величины отклонения более 0,05 % коэффициент й преобразования, определенного в соответствии с п.2 при-

                  лохения 9, в течение 2-х межконтрольных интервалов.

                  4.9. После периодической (внеочередной) поверки ТПР, при изменении его коэффициента преобразования, представитель наладочного управления треста "Спецнефтеметрология" в присутствии представителей предпрнятий-поставщика, потребителя и госповерителя выставляет его значение на соответствующих вторичных приборах турбинных счетчиков (ЦБОИ) и госповеритель пломбирует их.

                  4.10. Для поддержания УУН в работоспособном состоянии осуществляют комплекс операций в соответствии с РД 39-5-1253-86 "Правила обслуживания систем измерения количества нефти и трубопоршневых установок".

                  4.11. Перечень документов, обязательных к наличию на УУН, приведен в обязательном приложении II. Термины, используемые