|
Стр. 4
¦ ¦ ¦СИКН ¦ ¦ ¦
+--------------------+----------+----------+-----------+---------+
¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ 4 ¦ 5 ¦
+--------------------+----------+----------+-----------+---------+
¦ 1. Технологическая часть ¦
+--------------------T----------T----------T-----------T---------+
¦1.1. Измерительные ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦линии ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦1.1.1. ПР ¦да ¦ ¦да (при от-¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦казе всех ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ПР) ¦ ¦
¦1.1.2. Фильтры ¦да ¦ ¦ ¦ ¦
¦1.1.3. Струевыпрями-¦да ¦ ¦ ¦ ¦
¦тели ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦1.1.4. Задвижки (в ¦да ¦ ¦ ¦ ¦
¦т.ч. с электроприво-¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦дом), шаровые краны ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦с электроприводом ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦1.1.5. Манометры ¦ ¦да ¦ ¦ ¦
¦1.2. Регулятор дав- ¦ ¦да (при ¦ ¦ ¦
¦ления ¦ ¦возможнос-¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ти ручного¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦регулиро- ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦вания тре-¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦буемого ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦давления) ¦ ¦ ¦
¦1.3. Регулятор рас- ¦ ¦да ¦ ¦ ¦
¦хода ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦1.4. Преобразователи¦да ¦ ¦ ¦ ¦
¦давления ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦1.5. Преобразователи¦да ¦ ¦ ¦ ¦
¦температуры ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦1.6. Датчик(и) или ¦ ¦да ¦ ¦ ¦
¦индикатор(ы) контро-¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ля наличия в нефти ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦свободного газа ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--------------------+----------+----------+-----------+---------+
¦ 2. БИК ¦
+--------------------T----------T----------T-----------T---------+
¦2.1. ПП поточные ¦да ¦да ¦ ¦ ¦
¦2.2. Преобразователи¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦вязкости поточные ¦да ¦да ¦ ¦ ¦
¦2.3. Преобразователь¦да ¦да ¦ ¦ ¦
¦влагосодержания по- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦точный ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦2.4. Преобразователь¦ ¦да ¦ ¦ ¦
¦серосодержания по- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦точный ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦2.5. Преобразователи¦ ¦да ¦ ¦ ¦
¦давления ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦2.6. Преобразователи¦ ¦да ¦ ¦ ¦
¦температуры ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦2.7. Циркуляционные ¦да ¦да ¦ ¦ ¦
¦насосы ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦2.8. Пробоотборник ¦да ¦да ¦ ¦ ¦
¦автоматический ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦2.9. Расходомер ¦ ¦да ¦ ¦ ¦
¦2.10. Газосигнализа-¦ ¦да ¦ ¦ ¦
¦тор ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--------------------+----------+----------+-----------+---------+
¦ 3. Средства измерений, установленные вне технологической части ¦
+--------------------T----------T----------T-----------T---------+
¦3.1. СОИ ¦да (при ¦да (при ¦да (при от-¦ ¦
¦ ¦наличии ¦наличии ¦сутствии ¦ ¦
¦ ¦резервной ¦ВА ПР или ¦резервной ¦ ¦
¦ ¦СОИ) ¦электроме-¦СОИ и ВА ¦ ¦
¦ ¦ ¦ханических¦ПР) ¦ ¦
¦ ¦ ¦счетчиков)¦ ¦ ¦
¦3.2. Вторичные при- ¦да ¦ ¦ ¦ ¦
¦боры ПР ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦3.3. Суммирующий ¦ ¦да ¦ ¦ ¦
¦прибор ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦3.4. Корректоры ко- ¦ ¦да ¦ ¦ ¦
¦эффициента преобра- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦зования ПР по расхо-¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ду и вязкости ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--------------------+----------+----------+-----------+---------+
¦ 4. Некондиционная нефть ¦
+--------------------T----------T----------T-----------T---------+
¦4.1. Содержание воды¦ ¦ ¦ ¦да ¦
¦в нефти более 1,0% ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦4.2. Срабатывание ¦ ¦ ¦ ¦да ¦
¦датчика(ов) или ин- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦дикатора(ов) контро-¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ля наличия свободно-¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦го газа в нефти ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
L--------------------+----------+----------+-----------+----------
2. Переход на резервные ИЛ и ведение учетных операций при
отказе поточных преобразователей.
2.1. Дополнительно к отказам, перечисленным в таблице 1,
переход на резервную измерительную линию осуществляют в случаях:
а) неустранимых утечек нефти в местах соединений ИЛ;
б) повышения перепада давления на фильтрах выше значения,
указанного в 5.1.6.3 "г" настоящих Рекомендаций;
в) отказа преобразователей давления и температуры,
установленных на рабочей ИЛ.
2.2. При отказе рабочего и резервного ПП массу нефти определяют
согласно 5.1.12 настоящих Рекомендаций.
2.3. При отказе рабочего и резервного преобразователей вязкости
вязкость измеряют лабораторным вязкозиметром и результаты
измерений вводят в СОИ ежесменно.
2.4. При переходе на резервную ИЛ поток нефти переключают на
резервную ИЛ, работающую ИЛ закрывают, нефть дренируют, закрытые
задвижки проверяют на герметичность. В оперативном журнале
регистрируют время отключения неисправной и время включения
резервной линии.
3. Порядок ведения учетных операций с применением СИКН при
повреждении клейм или пломб.
3.1. При сдаче и приеме каждой смены оперативный персонал
сдающей и принимающей сторон проводит проверку целостности пломб и
оттисков клейм с записью в соответствующем журнале.
3.2. При обнаружении повреждений оттисков клейм или пломб
оперативный персонал извещает диспетчерские службы предприятий
принимающей и сдающей сторон соответственно.
3.3. При обнаружении повреждений пломб или оттисков
поверительных клейм на ПР, поточных преобразователях для измерения
параметров качества и СОИ проводят внеочередной контроль
метрологических характеристик без остановки учетных операций с
применением СИКН.
3.4. В случае получения положительных результатов контроля
представители сдающей, принимающей сторон и сервисной организации
комиссионно принимают решение о возможности дальнейшего ведения
учетных операций с составлением акта произвольной формы и вызывают
поверителя для проведения внеочередной поверки или для
восстановления пломбы или оттиска поверительного клейма.
4. Переход на резервную схему учета нефти.
4.1. Переход на резервную схему учета нефти осуществляют в
случаях:
а) одновременного отказа ПР, фильтров или струевыпрямителей на
рабочей и резервной ИЛ или нескольких рабочих ИЛ, если расход
через одну исправную ИЛ из оставшихся превышает допустимые пределы
рабочего диапазона ПР согласно свидетельству о его поверке;
б) отклонения значения вязкости выше указанных в 5.1.6.3 "д1"
настоящих Рекомендаций при отсутствии устройства по корректировке
коэффициента преобразования турбинного ПР по вязкости и при отказе
СОИ с коррекцией коэффициента преобразования турбинного ПР по
вязкости;
в) падения давления нефти после ПР ниже значения, определенного
по формуле (1) настоящих Рекомендаций, и невозможности
установления нормируемого значения;
г) реконструкции и проведения плановых работ по обслуживанию,
требующих остановку СИКН, - по взаимному согласию сдающей и
принимающей сторон;
д) отключения электроэнергии (при отсутствии резервирования
электроснабжения);
е) наличия утечек нефти через задвижки (или отказ)
установленных на байпасном трубопроводе СИКН;
ж) аварийных ситуаций, при которых эксплуатация СИКН невозможна
(пожар и т.д.).
Примечание. Отсутствие дополнительных СИ не является причиной
перехода на резервную схему учета нефти.
4.2. Решение о переходе на резервную схему учета принимает
оперативный персонал сдающей и принимающей сторон с извещением
своих вышестоящих инстанций. При переходе на резервную схему
учета:
а) в "Журнале регистрации показаний средств измерений СИКН"
записывают время отключения, показания СОИ (результаты измерений
на бланках регистрации) или других средств измерений, производят
лабораторные испытания пробы нефти, отобранной автоматическим
пробоотборником, и оформляют акт приема-сдачи нефти за период с
момента составления предыдущего акта приема-сдачи нефти до момента
отключения СИКН;
б) рекомендуется составлять "Акт отключения СИКН N ___" в 3-х
экземплярах согласно Приложению 21 настоящих Рекомендаций.
4.3. По одному экземпляру "Акта отключения СИКН N ___" хранится
в течение 12 месяцев в предприятиях сдающей и принимающей сторон и
в подрядной организации, осуществляющей техническое обслуживание
СИКН.
4.4. Оперативный персонал владельца СИКН в течение суток (не
более) извещает подрядную организацию, осуществляющую техническое
обслуживание СИКН, о переходе на резервные СИ вследствие отказа
рабочих и на резервную схему учета.
4.5. До включения СИКН в работу массу нефти определяют по
резервной схеме, согласованной предприятиями сдающей и принимающей
сторон для каждой СИКН и изложенной в "Инструкции по эксплуатации
СИКН".
4.6. Определение массы нефти по резервной схеме проводят
согласно аттестованной МВИ массы, разработанной для резервной
схемы учета.
5. Прекращение учетных операций.
5.1. Прекращение (временное) учетных операций осуществляют в
случаях:
а) при содержании воды в нефти более 1,0%;
б) при срабатывании датчика(ов) или индикатора(ов) контроля
наличия свободного газа в нефти с учетом переходного периода
согласно инструкции по эксплуатации датчика или индикатора;
в) при полном отказе основной и резервной схем учета.
5.2. Решение о прекращении учетных операций принимает
оперативный персонал сдающей и принимающей сторон с извещением
своих вышестоящих инстанций.
5.3. При прекращении учетных операций составляют "Акт
отключения СИКН N ___" в 3-х экземплярах согласно Приложению 21
настоящего РД, если до прекращения учетные операции велись с
применением СИКН.
5.4. Порядок оформления прекращения учетных операций, если до
прекращения учетные операции велись по резервной системе, излагают
в МВИ массы резервной системой учета.
5.5. Оперативный персонал принимает меры по выявлению причин
возникновения некондиционной нефти, при необходимости проводят
испытания точечных проб нефти в испытательной лаборатории с целью
оценивания количества воды, в БИК - определение содержания
свободного газа в нефти при наличии технической возможности и
соответствующего устройства.
5.6. Возобновление учетных операций производит оперативный
персонал сдающей и принимающей сторон по письменному разрешению
(телефонограмме, факсограмме) вышестоящей инстанции принимающей
стороны.
Приложение 5
к Рекомендациям по определению массы
нефти при учетных операциях с применением
систем измерений количества и показателей
качества нефти, утвержденным Приказом
Минпромэнерго России
от 31 марта 2005 г. N 69
(рекомендуемое)
ФОРМА ПРОТОКОЛА КОНТРОЛЯ МХ ПР ПО ПОВЕРОЧНОЙ УСТАНОВКЕ
ПРОТОКОЛ КОНТРОЛЯ МХ ПР ПО ПОВЕРОЧНОЙ УСТАНОВКЕ
-------------------------------T---------------------------------¬
¦Тип ПР _____ Заводской N _____¦Тип ПУ ______ Заводской N _______¦
¦ ¦Дата проверки ПУ ______ ¦
+------------------------------+---------------------------------+
¦Место проведения КМХ _________¦Вязкость нефти при КМХ, сСт: ____¦
¦(СИКН, НГДУ, ПСП) ¦ ¦
L------------------------------+----------------------------------
1. Исходные данные
---------------------------------------------T----------------T---------------------------¬
¦ Для поверочной установки (ПУ) ¦Для рабочей жид-¦ Точки расходов (куб. м/ч) ¦
¦ ¦кости ¦ или f / ню (Гц/сСт) для ПР¦
+--------T--------T----------T--T--T---T-----+----T-----T-----+----T----T-----T------T----+
¦V ,¦V ,¦V ,¦Д,¦S,¦ Е,¦аль- ¦ро ,¦бе- ¦гам- ¦Q ¦Q ¦... ¦Q , ¦Q ¦
¦ о(1-2) ¦ о(2-1) ¦ о(1-2-1) ¦мм¦мм¦МПа¦фа , ¦ t ¦та , ¦ма , ¦ 1 ¦ 2 ¦(...)¦ m-1 ¦ m ¦
¦ куб. м ¦ куб. м ¦ куб. м ¦ ¦ ¦ ¦ т ¦ ¦ ж ¦ ж ¦(f /¦(f /¦ ¦ (f / ¦(f /¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ -1 ¦кг/ ¦ -1 ¦ -1¦ню) ¦ню) ¦ ¦ню) ¦ню) ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦-С ¦куб.¦-С ¦МПа ¦ 1¦ 2¦ ¦ n-1¦ n¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ м ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--------+--------+----------+--+--+---+-----+----+-----+-----+----+----+-----+------+----+
¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦4 ¦5 ¦ 6 ¦ 7 ¦ 8 ¦ 9 ¦ 10 ¦ 11 ¦ 12 ¦ 13 ¦ 14 ¦ 15 ¦
+--------+--------+----------+--+--+---+-----+----+-----+-----+----+----+-----+------+----+
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
L--------+--------+----------+--+--+---+-----+----+-----+-----+----+----+-----+------+-----
2. Результаты измерений и вычислений
-----T---T----------T-----------T-------------T-----T---------T---------T-----------T----T-----T-----T-------T-----¬
¦N ¦N ¦ Расход ¦ ПУ ¦ ПР ¦k ¦V ,¦V ,¦V ,¦N ,¦K , ¦K , ¦K ,¦дель-¦
¦под-¦из-+----T-----+-----T-----+------T------+ tpij¦ ij(1-2) ¦ ij(2-1) ¦ ij(1-2-1) ¦ ij ¦ ij ¦ j ¦ расчj ¦та , ¦
¦диа-¦ме-¦Q ,¦f , ¦t ¦Р ,¦t ,¦Р ,¦ ¦ куб. м ¦ куб. м ¦ куб. м ¦имп.¦имп./¦имп./¦ имп./ ¦ j ¦
¦па- ¦ре-¦ ij ¦ ij ¦ уij,¦ уij ¦ прij ¦ прij ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ куб.¦ куб.¦куб. м ¦% ¦
¦зона¦ния¦куб.¦ Гц ¦ -С ¦ МПа ¦ -С ¦ МПа ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ м ¦ м ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦м/ч ¦ (f /¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ню ,¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ij ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦Гц/ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦сСт) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+----+---+----+-----+-----+-----+------+------+-----+---------+---------+-----------+----+-----+-----+-------+-----+
¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ 4 ¦ 5 ¦ 6 ¦ 7 ¦ 8 ¦ 9 ¦ 10 ¦ 11 ¦ 12 ¦ 13 ¦ 14 ¦ 15 ¦ 16 ¦ 17 ¦
+----+---+----+-----+-----+-----+------+------+-----+---------+---------+-----------+----+-----+-----+-------+-----+
¦1 ¦1 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ +---+----+-----+-----+-----+------+------+-----+---------+---------+-----------+----+-----+-----+-------+-----+
¦ ¦2 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ +---+----+-----+-----+-----+------+------+-----+---------+---------+-----------+----+-----+-----+-------+-----+
¦ ¦n-1¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ +---+----+-----+-----+-----+------+------+-----+---------+---------+-----------+----+-----+-----+-------+-----+
¦ ¦n ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+----+---+----+-----+-----+-----+------+------+-----+---------+---------+-----------+----+-----+-----+-------+-----+
¦m-1 ¦...¦... ¦... ¦... ¦... ¦... ¦... ¦... ¦... ¦... ¦... ¦... ¦... ¦... ¦... ¦... ¦
+----+---+----+-----+-----+-----+------+------+-----+---------+---------+-----------+----+-----+-----+-------+-----+
¦m ¦1 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ +---+----+-----+-----+-----+------+------+-----+---------+---------+-----------+----+-----+-----+-------+-----+
¦ ¦2 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ +---+----+-----+-----+-----+------+------+-----+---------+---------+-----------+----+-----+-----+-------+-----+
¦ ¦n-1¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ +---+----+-----+-----+-----+------+------+-----+---------+---------+-----------+----+-----+-----+-------+-----+
¦ ¦n ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
L----+---+----+-----+-----+-----+------+------+-----+---------+---------+-----------+----+-----+-----+-------+------
Примечание. При наличии в СОИ алгоритма измерений и вычислений
результатов КМХ по поверочной установке в "Исходных данных"
колонки 11, 12, 13 не заполняют.
3. ЗАКЛЮЧЕНИЕ: дельта = "+" или "-" 0,хх%. ПР годен к
max
дальнейшей эксплуатации (не годен и подлежит внеочередной
поверке).
Дата проведения КМХ: "__" __________ 200_ года.
Подписи лиц, проводивших КМХ:
От сервисной организации ___ (должность, фамилия, инициалы,
подпись).
От сдающей стороны ___ (должность, фамилия, инициалы, подпись).
От принимающей стороны ___ (должность, фамилия, инициалы,
подпись).
Приложение 6
к Рекомендациям по определению массы
нефти при учетных операциях с применением
систем измерений количества и показателей
качества нефти, утвержденным Приказом
Минпромэнерго России
от 31 марта 2005 г. N 69
(рекомендуемое)
ФОРМА ПРОТОКОЛА КОНТРОЛЯ МХ РАБОЧЕГО ПР ПО КОНТРОЛЬНОМУ ПР
ПРОТОКОЛ КОНТРОЛЯ МХ РАБОЧЕГО ПР ПО КОНТРОЛЬНОМУ ПР
---------------------------T-------------------------------------¬
¦Тип ПР ___ Заводской N ___¦Тип контрольного ПР __ Заводской N __¦
¦ ¦Дата проверки _______________________¦
+--------------------------+-------------------------------------+
¦Место проведения КМХ _____¦Вязкость нефти при КМХ, ¦
¦(СИКН, НГДУ, ПСП) ¦кв. мм/с (сСт): _______ ¦
L--------------------------+--------------------------------------
1. Исходные данные
--------------------------T------------------------------T---------------¬
¦Точки расходов (куб. м/ч)¦Значения K контрольного ПР в¦ Для рабочей ¦
¦ или f / ню (Гц/сСт) ¦ Qi ¦ жидкости ¦
¦ для ПР ¦ точках расхода ¦ ¦
+----T----T---T------T----+-----T-----T---T--------T-----+----T----T-----+
¦ Q ¦ Q ¦...¦ Q ¦Q ¦ K ¦ К ¦...¦К ,¦ К ,¦ро ,¦бе- ¦гам- ¦
¦ 1 ¦ 2 ¦ ¦ n-1 ¦ n ¦ Q1,¦ Q2,¦ ¦ Q(n-1) ¦ Qn ¦ t ¦та ,¦ма , ¦
¦(f /¦(f /¦ ¦ (f / ¦(f /¦имп./¦имп./¦ ¦ имп./ ¦имп./¦кг/ ¦ ж ¦ ж ¦
¦ню) ¦ню) ¦ ¦ню) ¦ню) ¦куб. ¦куб. ¦ ¦ куб. м ¦куб. ¦куб.¦ -1¦ -1¦
¦ 1¦ 2¦ ¦ n-1¦ n¦ м ¦ м ¦ ¦ ¦ м ¦ м ¦-С ¦МПа ¦
+----+----+---+------+----+-----+-----+---+--------+-----+----+----+-----+
¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ 4 ¦ 5 ¦ 6 ¦ 7 ¦ 8 ¦ 9 ¦ 10 ¦ 11 ¦ 12 ¦ 13 ¦
+----+----+---+------+----+-----+-----+---+--------+-----+----+----+-----+
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
L----+----+---+------+----+-----+-----+---+--------+-----+----+----+------
2. Результаты измерений и вычислений
-----T---T----------T-----------T-------------T-----T-----T------T------T-----T--------T-----¬
¦N ¦N ¦ Расход ¦ ПУ ¦ ПР ¦k ¦N ,¦N ,¦К ,¦К ,¦К ,¦дель-¦
¦под-¦из-¦ ¦контрольный¦ рабочий ¦ tpij¦ кij ¦ прij ¦ прij ¦ прj ¦пррасчj ¦та , ¦
¦диа-¦ме-+----T-----+-----T-----+------T------+ ¦ имп.¦ имп. ¦имп./ ¦имп./¦ имп./ ¦ j ¦
¦па- ¦ре-¦Q ,¦f , ¦t ¦Р ,¦t ,¦Р ,¦ ¦ ¦ ¦куб. м¦ куб.¦ куб. м ¦% ¦
¦зона¦ния¦ ij ¦ ij ¦ кij,¦ кij ¦ прij ¦ прij ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ м ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦куб.¦ Гц ¦ -С ¦ МПа ¦ -С ¦ МПа ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦м/ч ¦ (f /¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ню ,¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ij ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ Гц/ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ сСт)¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+----+---+----+-----+-----+-----+------+------+-----+-----+------+------+-----+--------+-----+
¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ 4 ¦ 5 ¦ 6 ¦ 7 ¦ 8 ¦ 9 ¦ 10 ¦ 11 ¦ 12 ¦ 13 ¦ 14 ¦ 15 ¦
+----+---+----+-----+-----+-----+------+------+-----+-----+------+------+-----+--------+-----+
¦1 ¦1 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ +---+----+-----+-----+-----+------+------+-----+-----+------+------+-----+--------+-----+
¦ ¦2 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ +---+----+-----+-----+-----+------+------+-----+-----+------+------+-----+--------+-----+
¦ ¦n-1¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ +---+----+-----+-----+-----+------+------+-----+-----+------+------+-----+--------+-----+
¦ ¦n ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+----+---+----+-----+-----+-----+------+------+-----+-----+------+------+-----+--------+-----+
¦m-1 ¦...¦... ¦... ¦... ¦... ¦... ¦... ¦... ¦... ¦... ¦... ¦... ¦... ¦... ¦
+----+---+----+-----+-----+-----+------+------+-----+-----+------+------+-----+--------+-----+
¦m ¦1 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ +---+----+-----+-----+-----+------+------+-----+-----+------+------+-----+--------+-----+
¦ ¦2 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ +---+----+-----+-----+-----+------+------+-----+-----+------+------+-----+--------+-----+
¦ ¦n-1¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ +---+----+-----+-----+-----+------+------+-----+-----+------+------+-----+--------+-----+
¦ ¦n ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
L----+---+----+-----+-----+-----+------+------+-----+-----+------+------+-----+--------+------
Примечание. При наличии в СОИ алгоритма измерений и вычислений
результатов КМХ по контрольному ПР в "Исходных данных" колонки 11,
12, 13 не заполняют.
3. ЗАКЛЮЧЕНИЕ: дельта = "+" или "-" 0,хх%. ПР годен к
max
дальнейшей эксплуатации (не годен и подлежит внеочередной
поверке).
Дата проведения КМХ: "__" __________ 200_ года.
Подписи лиц, проводивших КМХ:
От сервисной организации ___ (должность, фамилия, инициалы,
подпись).
От сдающей стороны ___ (должность, фамилия, инициалы, подпись).
От принимающей стороны ___ (должность, фамилия, инициалы,
подпись).
Приложение 7
к Рекомендациям по определению массы
нефти при учетных операциях с применением
систем измерений количества и показателей
качества нефти, утвержденным Приказом
Минпромэнерго России
от 31 марта 2005 г. N 69
(рекомендуемое)
ФОРМА ПРОТОКОЛА КМХ РАБОЧЕГО ПП ПО РЕЗЕРВНОМУ ПП
ПРОТОКОЛ КМХ РАБОЧЕГО ПП ПО РЕЗЕРВНОМУ ПП
---------------------------------T-------------------------------¬
¦СИКН N ___ ¦ПСП (НСП) ___ ¦
L--------------------------------+--------------------------------
Условие контроля:
|ро - ро | <= ДЕЛЬТА + ДЕЛЬТА
iраб iрез раб рез
(для каждого измерения).
1. Исходные данные
-----------------------------T----------------T------------------¬
¦ Данные ¦ Рабочий ПП ¦ Резервный ПП ¦
+----------------------------+----------------+------------------+
¦Тип, марка ¦ ¦ ¦
+----------------------------+----------------+------------------+
¦Заводской N ¦ ¦ ¦
+----------------------------+----------------+------------------+
¦Дата последней поверки ¦ ¦ ¦
+----------------------------+----------------+------------------+
¦Дата последней промывки ¦- ¦ ¦
¦(чистки) <*> ¦ ¦ ¦
+----------------------------+----------------+------------------+
¦Предел допускаемой абсолют- ¦ ¦ ¦
¦ной погрешности ДЕЛЬТА, ¦ ¦ ¦
¦кг/куб. м ¦ ¦ ¦
L----------------------------+----------------+-------------------
--------------------------------
<*> Указывается только для резервного ПП.
2. Результаты измерений и контроля
-------T-------------------------T---------T---------T----------¬
¦N из- ¦Технологические параметры¦ ро , ¦ ро , ¦|ро - ¦
¦мере- ¦ нефти в БИК ¦ iраб ¦ iрез ¦ iраб ¦
¦ния +--------T--------T-------+кг/куб. м¦кг/куб. м¦ ро |, ¦
¦ ¦ Q , ¦ t , ¦ Р , ¦ ¦ ¦ iрез ¦
¦ ¦ i ¦ j ¦ i ¦ ¦ ¦кг/куб. м ¦
¦ ¦куб. м/ч¦ -С ¦ МПа ¦ ¦ ¦ ¦
+------+--------+--------+-------+---------+---------+----------+
¦ 1 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+------+--------+--------+-------+---------+---------+----------+
¦ 2 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+------+--------+--------+-------+---------+---------+----------+
¦ 3 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+------+--------+--------+-------+---------+---------+----------+
¦ ... ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+------+--------+--------+-------+---------+---------+----------+
¦ n ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
L------+--------+--------+-------+---------+---------+-----------
3. Заключение
Поточный ПП зав. N ___ годен (не годен) к дальнейшей
эксплуатации.
Дата проведения КМХ: ___.
Подписи лиц, проводивших КМХ:
От сервисной организации ___ (должность, фамилия, инициалы,
подпись).
От сдающей стороны ___ (должность, фамилия, инициалы, подпись).
От принимающей стороны ___ (должность, фамилия, инициалы,
подпись).
Приложение 8
к Рекомендациям по определению массы
нефти при учетных операциях с применением
систем измерений количества и показателей
качества нефти, утвержденным Приказом
Минпромэнерго России
от 31 марта 2005 г. N 69
(рекомендуемое)
ФОРМА ПРОТОКОЛА КМХ РАБОЧЕГО ПП ПО ЭТАЛОННОМУ ПЛОТНОМЕРУ
ПРОТОКОЛ КМХ РАБОЧЕГО ПП ПО ЭТАЛОННОМУ ПЛОТНОМЕРУ
---------------------------------T-------------------------------¬
¦СИКН N ___ ¦ПСП (НСП) ___ ¦
L--------------------------------+--------------------------------
Условие контроля:
|ро - ро | <= ДЕЛЬТА + ДЕЛЬТА
iраб iэтал раб этал
(для каждого измерения).
1. Исходные данные
-----------------------------T----------------T------------------¬
¦ Данные ¦ Рабочий ПП ¦Эталонный плотно- ¦
¦ ¦ ¦мер ¦
+----------------------------+----------------+------------------+
¦Тип, марка ¦ ¦ ¦
+----------------------------+----------------+------------------+
¦Заводской N ¦ ¦ ¦
+----------------------------+----------------+------------------+
¦Дата последней поверки ¦ ¦ ¦
+----------------------------+----------------+------------------+
¦Дата последней промывки ¦- ¦ ¦
¦(чистки) <*> ¦ ¦ ¦
+----------------------------+----------------+------------------+
¦Предел допускаемой абсолют- ¦ ¦ ¦
¦ной погрешности ДЕЛЬТА, ¦ ¦ ¦
¦кг/куб. м ¦ ¦ ¦
L----------------------------+----------------+-------------------
--------------------------------
<*> Указывается только для эталонного плотномера при условии,
что он установлен в БИК стационарно.
2. Результаты измерений и контроля
------T-------------------------T---------T----------T-----------¬
¦N из-¦Технологические параметры¦ ро , ¦ ро , ¦ |ро - ¦
¦мере-¦ нефти в БИК ¦ iраб ¦ iэтал ¦ iраб ¦
¦ния +--------T--------T-------+кг/куб. м¦кг/куб. м ¦ ро |, ¦
¦ ¦ Q , ¦ t , -С ¦Р , МПа¦ ¦ ¦ iэтал ¦
¦ ¦ i ¦ j ¦ i ¦ ¦ ¦ кг/куб. м ¦
¦ ¦куб. м/ч¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----+--------+--------+-------+---------+----------+-----------+
¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ 4 ¦ 5 ¦ 6 ¦ 7 ¦
+-----+--------+--------+-------+---------+----------+-----------+
¦ 1 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----+--------+--------+-------+---------+----------+-----------+
¦ 2 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----+--------+--------+-------+---------+----------+-----------+
¦ 3 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----+--------+--------+-------+---------+----------+-----------+
¦ ... ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----+--------+--------+-------+---------+----------+-----------+
¦ n ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
L-----+--------+--------+-------+---------+----------+------------
3. Заключение
Поточный ПП зав. N ___ годен (не годен) к дальнейшей
эксплуатации.
Дата проведения КМХ: ___.
Подписи лиц, проводивших КМХ:
От сервисной организации ___ (должность, фамилия, инициалы,
подпись).
От сдающей стороны ___ (должность, фамилия, инициалы, подпись).
От принимающей стороны ___ (должность, фамилия, инициалы,
подпись).
Приложение 9
к Рекомендациям по определению массы
нефти при учетных операциях с применением
систем измерений количества и показателей
качества нефти, утвержденным Приказом
Минпромэнерго России
от 31 марта 2005 г. N 69
(рекомендуемое)
ФОРМА ПРОТОКОЛА КМХ РАБОЧЕГО ПП ПО ПЕРЕНОСНОЙ
ПИКНОМЕТРИЧЕСКОЙ УСТАНОВКЕ
ПРОТОКОЛ КМХ РАБОЧЕГО ПП ПО ПЕРЕНОСНОЙ
ПИКНОМЕТРИЧЕСКОЙ УСТАНОВКЕ
---------------------------------T-------------------------------¬
¦СИКН N ___ ¦ПСП (НСП) ___ ¦
L--------------------------------+--------------------------------
Условие контроля:
|ро - ро | <= ДЕЛЬТА + ДЕЛЬТА .
пл ппр пл 0
1. Исходные данные
----T--------------------------------------T---------------------¬
¦ N ¦ Данные ¦ Значения ¦
¦п/п¦ +----------T----------+
¦ ¦ ¦1-й пикн. ¦2-й пикн. ¦
+---+--------------------------------------+----------+----------+
¦1. Комплект переносной пикнометрической установки ¦
+---T--------------------------------------T----------T----------+
¦1.1¦Напорный пикнометр ¦ ¦ ¦
+---+--------------------------------------+----------+----------+
¦ ¦1.1.1. Тип, марка ¦ ¦ ¦
¦ ¦1.1.2. Заводской N ¦ ¦ ¦
¦ ¦1.1.3. Дата поверки ¦ ¦ ¦
¦ ¦1.1.4. Масса пикнометра, г ¦ ¦ ¦
¦ ¦1.1.5. Абсолютная погрешность опреде- ¦ ¦ ¦
¦ ¦ления массы пикнометра, г ¦ ¦ ¦
¦ ¦1.1.6. Вместимость пикнометра, ¦ ¦ ¦
¦ ¦куб. см ¦ ¦ ¦
¦ ¦1.1.7. Абсолютная погрешность опреде- ¦ ¦ ¦
¦ ¦ления вместимости пикнометра, куб. см ¦ ¦ ¦
¦ ¦1.1.8. Коэффициент изменения вмести- ¦ ¦ ¦
¦ ¦мости пикнометра от давления, ¦ ¦ ¦
¦ ¦куб. см/бар ¦ ¦ ¦
¦ ¦1.1.9. Коэффициент изменения вмести- ¦ ¦ ¦
¦ ¦мости пикнометра от температуры, ¦ ¦ ¦
¦ ¦куб. см/-С ¦ ¦ ¦
¦ ¦1.1.9. Температура при поверке пикно- ¦ ¦ ¦
¦ ¦метра, -С ¦ ¦ ¦
¦ ¦1.1.10. Предел допускаемой абсолютной ¦ ¦ ¦
¦ ¦погрешности, кг/куб. м ¦ ¦ ¦
+---+--------------------------------------+----------+----------+
¦1.2¦Весы электронные ¦ ¦ ¦
+---+--------------------------------------+----------+----------+
¦ ¦1.2.1. Тип, марка ¦ ¦ ¦
¦ ¦1.2.2. Заводской N ¦ ¦ ¦
¦ ¦1.2.3. Дата поверки ¦ ¦ ¦
¦ ¦1.2.4. Предел измерения, кг ¦ ¦ ¦
¦ ¦1.2.5. Предел допускаемой абсолютной ¦ ¦ ¦
¦ ¦погрешности, г ¦ ¦ ¦
+---+--------------------------------------+----------+----------+
¦1.3¦СИ температуры ¦ ¦ ¦
+---+--------------------------------------+----------+----------+
¦ ¦1.3.1. Тип, марка ¦ ¦ ¦
¦ ¦1.3.2. Заводской N ¦ ¦ ¦
¦ ¦1.3.3. Дата поверки ¦ ¦ ¦
¦ ¦1.3.4. Предел измерения, -С ¦ ¦ ¦
¦ ¦1.3.5. Предел допускаемой абсолютной ¦ ¦ ¦
¦ ¦погрешности, -С ¦ ¦ ¦
+---+--------------------------------------+----------+----------+
¦1.4¦СИ давления ¦ ¦ ¦
+---+--------------------------------------+----------+----------+
¦ ¦1.4.1. Тип, марка ¦ ¦ ¦
¦ ¦1.4.2. Заводской N ¦ ¦ ¦
¦ ¦1.4.3. Дата поверки ¦ ¦ ¦
¦ ¦1.4.4. Предел измерения, бар (МПа) ¦ ¦ ¦
¦ ¦1.4.5. Предел допускаемой абсолютной ¦ ¦ ¦
¦ ¦погрешности, бар (МПа) ¦ ¦ ¦
+---+--------------------------------------+----------+----------+
¦1.5¦Предел допускаемой абсолютной погреш- ¦ ¦ ¦
¦ ¦ности пикнометрической установки, ¦ ¦ ¦
¦ ¦(ДЕЛЬТА , кг/куб. м) ¦ ¦ ¦
¦ ¦ 0 ¦ ¦ ¦
+---+--------------------------------------+----------+----------+
¦2. Рабочий ПП ¦
+---T--------------------------------------T----------T----------+
¦ ¦2.1. Тип, марка ¦ ¦ ¦
¦ ¦2.2. Заводской N ¦ ¦ ¦
¦ ¦2.3. Дата поверки ¦ ¦ ¦
¦ ¦2.4. Предел допускаемой абсолютной ¦ ¦ ¦
¦ ¦погрешности (ДЕЛЬТА , кг/куб. м) ¦ ¦ ¦
¦ ¦ пл ¦ ¦ ¦
L---+--------------------------------------+----------+-----------
2. Результаты измерений, вычислений и контроля
----------------------T----------------------------------------T---------¬
¦ На рабочем ПП ¦ Пикнометрической установкой ¦ |ро - ¦
+----T-----T----T-----+----T----T----T-----T-----T------T------+ пл ¦
¦ Q, ¦ t ,¦Р ,¦ро ,¦пик-¦ W ,¦ W ,¦t ,¦Р ,¦ро ,¦ро ,¦ ро |,¦
¦куб.¦ пл ¦ пл ¦ пл ¦но- ¦ п ¦ з ¦ пик ¦ пик ¦ пср ¦ ппр ¦ ппр ¦
¦ м/ч¦ -С ¦ МПа¦ кг/ ¦метр¦ г ¦ г ¦ -С ¦ МПа ¦ кг/ ¦ кг/ ¦кг/куб. м¦
¦ ¦ ¦ ¦куб. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦куб. м¦куб. м¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ м ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+----+-----+----+-----+----+----+----+-----+-----+------+------+---------+
¦ ¦ ¦ ¦ ¦1-й ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ +----+----+----+-----+-----+ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦2-й ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
L----+-----+----+-----+----+----+----+-----+-----+------+------+----------
Примечание. Определение плотности по пикнометрической установке
проводят по МИ 2326 или по МИ 2816.
3. Заключение
Поточный ПП зав. N ___ годен (не годен) к дальнейшей
эксплуатации.
Дата проведения КМХ: ___.
Подписи лиц, проводивших КМХ:
От сервисной организации ___ (должность, фамилия, инициалы,
подпись).
От сдающей стороны ___ (должность, фамилия, инициалы, подпись).
От принимающей стороны ___ (должность, фамилия, инициалы,
подпись).
Приложение 10
к Рекомендациям по определению массы
нефти при учетных операциях с применением
систем измерений количества и показателей
качества нефти, утвержденным Приказом
Минпромэнерго России
от 31 марта 2005 г. N 69
(рекомендуемое)
ФОРМА ПРОТОКОЛА КМХ РАБОЧЕГО ПП ПО АРЕОМЕТРУ
ПРИ НАЛИЧИИ НА СИКН МВИ ПЛОТНОСТИ АРЕОМЕТРОМ
ПРОТОКОЛ КМХ РАБОЧЕГО ПП ПО АРЕОМЕТРУ
---------------------------------T-------------------------------¬
¦СИКН N ___ ¦ПСП (НСП) ___ ¦
L--------------------------------+--------------------------------
Условие контроля:
|ДЕЛЬТА | <= ДЕЛЬТА + ДЕЛЬТА
рокi пл мет
(для каждого измерения).
1. Исходные данные
----T----------------------------T----------------T--------------¬
¦ N ¦ Данные ¦ Рабочий ПП ¦ Ареометр ¦
¦п/п¦ ¦ ¦ ¦
+---+----------------------------+----------------+--------------+
¦1 ¦Тип, марка ¦ ¦ ¦
+---+----------------------------+----------------+--------------+
¦2 ¦Заводской N ¦ ¦ ¦
+---+----------------------------+----------------+--------------+
¦3 ¦Дата последней поверки ¦ ¦ ¦
+---+----------------------------+----------------+--------------+
¦4 ¦Предел допускаемой абсо- ¦ ¦ ¦
¦ ¦лютной погрешности (ДЕЛЬТА, ¦ ¦ ¦
¦ ¦кг/куб. м) ¦ ¦ ¦
+---+----------------------------+----------------+--------------+
¦5 ¦Систематическая погрешность ¦ ¦
¦ ¦метода определения плотнос- ¦ ¦
¦ ¦ти нефти ареометром (обяза- ¦ ¦
¦ ¦тельно со знаком "+" или ¦ ¦
¦ ¦"-") - из свидетельства о ¦ ¦
¦ ¦метрологической аттестации ¦ ¦
¦ ¦МВИ плотности на данную ¦ ¦
¦ ¦СИКН (ДЕЛЬТА , кг/куб. м)¦ ¦
¦ ¦ сист ¦ ¦
+---+----------------------------+-------------------------------+
¦6 ¦Погрешность метода опреде- ¦ ¦
¦ ¦ления плотности нефти аре- ¦ ¦
¦ ¦ометром (без знака) - из ¦ ¦
¦ ¦свидетельства о метрологи- ¦ ¦
¦ ¦ческой аттестации ¦ ¦
¦ ¦МВИ плотности на данную ¦ ¦
¦ ¦СИКН (ДЕЛЬТА , кг/куб. м) ¦ ¦
¦ ¦ мет ¦ ¦
L---+----------------------------+--------------------------------
2. Результаты измерений и контроля
----T----------------T------T---------------------------------T--------¬
¦N ¦Технологические ¦ро ,¦ Значения по лаборатории ¦|ДЕЛЬ- ¦
¦из-¦параметры нефти ¦ плi +-------T-----T-----T-----T-------+ТА |,¦
¦ме-¦ в БИК ¦ кг/ ¦ро ,¦t ,¦бе- ¦гам- ¦ро ,¦ рокi ¦
¦ре-+----T-----T-----+ куб. ¦ измi ¦ арi ¦та , ¦ма , ¦ лпрi ¦кг/ ¦
¦ния¦Q , ¦t ,¦Р ,¦ м ¦ кг/ ¦ -С ¦ ж ¦ ж ¦ кг/ ¦куб. м ¦
¦ ¦ i ¦ плi ¦ плi ¦ ¦куб. м ¦ ¦ -1 ¦ -1¦куб. м ¦ ¦
¦ ¦куб.¦ -С ¦ МПа ¦ ¦ ¦ ¦-С ¦МПа ¦ ¦ ¦
¦ ¦м/ч ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+---+----+-----+-----+------+-------+-----+-----+-----+-------+--------+
¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ 4 ¦ 5 ¦ 6 ¦ 7 ¦ 8 ¦ 9 ¦ 10 ¦ 11 ¦
+---+----+-----+-----+------+-------+-----+-----+-----+-------+--------+
|
