ООО "ПриволжскНИПИнефть"- специализированный институт по проектированию
инфраструктуры объектов разведки, бурения, добычи, подготовки, транспортировки,
переработки, хранения и перевалки нефти, газа и их производных.
Разработка конструкторской документации для резервуаров,
металлоконструкций и нефтегазового оборудования.

ЗАО «Селекшен Ойл»


ЗАО «Селекшен Ойл» - Пункт приема и слива нефти.



____________________________________________

ГОСТ 8.589-2007 ГСИ. Ведение учетных операций на пунктах приема-сдачи нефти в нефтепроводных системах. Выборочно.

 Требования к пунктам приема-сдачи нефти.

Операции приема-сдачи нефти выполняют на пунктах приема-сдачи нефти
.


Пункты приема-сдачи нефти должны соответствовать МИ 2837 [2].

4.2 Методы измерений массы нефти должны соответствовать разделам 6 - 10.

В качестве основной схемы измерения массы нефти применяют косвенный метод динамических измерений с использованием преобразователей объемного расхода, поточных преобразователей плотности, преобразователей температуры и давления или прямой метод динамических измерений с использованием массомеров.

Допускается применять методы статических измерений (до строительства основной схемы измерения в сроки, согласованные сторонами, или на период устранения отказа существующей основной схемы) с пределами допускаемой относительной погрешности измерений, не превышающими значений, установленных ГОСТ 8.587.

В качестве резервной схемы измерений массы нефти применяют методы измерений с пределами допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто нефти не более ±0,65 % и пределами допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти ±0,75 %.


4.3 Средства измерений (далее - СИ), применяемые на ПСП, подлежащие поверке, должны быть сертифицированы (аттестованы, внесены в государственный реестр) в стране нахождения ПСП и признаны странами - участниками приемо-сдаточных операций на данном ПСП.

4.4 СИ подлежат первичной и периодической поверкам в порядке, установленном законодательством стран - участников приемо-сдаточных операций, в соответствии с требованиями нормативных документов на поверку, действующих в странах - участниках приемо-сдаточных операций на данном ПСП. Поверку проводят в той стране, где находится ПСП.

Периодическую поверку весов, мерников, передвижных поверочных установок, преобразователей расхода (в т.ч. массомеров), контрольных преобразователей расхода, эталонных преобразователей расхода, поточных плотномеров, преобразователей давления и температуры, манометров, установленных на измерительных линиях и в блоке измерений показателей качества нефти, преобразователей серосодержания, преобразователей влагосодержания, вязкости, систем обработки информации выполняют не реже одного раза в год, стационарных поверочных установок, мерников с весами, установленных стационарно и предназначенных для поверки поверочных установок, - не реже одного раза в два года, стеклянных термометров - не реже одного раза в три года, уровнемеров, применяемых в резервной системе учета нефти, - согласно описанию типа, но не реже одного раза в пять лет, резервуаров, применяемых в резервной схеме учета нефти, - не реже одного раза в пять лет.

Примечание - После каждого капитального ремонта, ремонта, связанного с изменением вместимости резервуара, в том числе вследствие изменения его оснащенности внутренним оборудованием, резервуар подлежит внеочередной поверке.

4.4.1 В обоснованных случаях изменение межповерочного интервала СИ проводят по согласованию организаций - участников приемо-сдаточных операций и организаций, проводивших испытания данного СИ с целью утверждения типа.


4.4.2 Расходомеры, установленные в блоке измерений показателей качества нефти (далее - БИК), их вторичную аппаратуру, СИ перепада давления, манометры, измеряющие перепад давления на фильтрах, и другие СИ, результаты измерений которых не влияют на погрешность измерения массы нефти, калибруют (поверяют) не реже одного раза в год.

4.4.3 Внеочередную поверку СИ, входящих в состав СИКН, проводят в случае повреждения поверительного клейма, пломб с поверительными клеймами, утраты свидетельства о поверке, известном или предполагаемом ударном воздействии на средство измерений, а внеочередную поверку преобразователей расхода, массомеров и поточных плотномеров - дополнительно в случае получения отрицательных результатов при контроле метрологических характеристик.

Требования к средствам измерений и оборудованию в составе СИКН при применении косвенного метода динамических измерений

Е.1 Состав СИКН

В составе СИКН должны быть следующие блоки: блок измерительных линий (БИЛ), блок измерений показателей качества нефти (БИК), блок поверочной установки (БПУ), система обработки информации (СОИ). При необходимости в состав СИКН можно включать другие блоки.

Е.2 Состав блока измерительных линий

Блок измерительных линий состоит из входного и выходного коллекторов и нескольких измерительных линий (далее - ИЛ): рабочих и резервных. Если на СИКН предусмотрен контроль метрологических характеристик рабочих и резервных ПР по контрольному ПР, в состав БИЛ дополнительно включают контрольную измерительную линию.

В состав каждой измерительной линии должны входить следующие средства измерений и оборудование:


- преобразователи объемного расхода жидкости (турбинные, роторные, лопастные, ультразвуковые и др.) с пределами допускаемой относительной погрешности не более ±0,15 % для рабочих и резервных ИЛ и не более ±0,10 % для контрольной ИЛ;

- преобразователь температуры с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±0,2 °С;

- преобразователь давления с пределами допускаемой приведенной погрешности не более ±0,5 %;

- манометр с пределами допускаемой приведенной погрешности не более ±0,6 %;

- термометр стеклянный с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±0,2 °С.


При необходимости в состав ИЛ включают дополнительные средства измерений и оборудование (фильтры, струевыпрямители, датчики перепада давления и др.).

Е.3 Состав блока измерений показателей качества нефти

В состав БИК должны входить следующие средства измерений и оборудование:

- преобразователи плотности поточные с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±0,36 кг/м3 (рабочий и резервный);

- преобразователи вязкости поточные (рабочий и резервный) с пределами допускаемой приведенной погрешности не более ±1,0 %;


- преобразователь температуры с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±0,2 °С;

- преобразователь давления с пределами допускаемой приведенной погрешности не более ±0,5 %;

- манометр с пределами допускаемой приведенной погрешности не более ±0,6 %;

- термометр стеклянный с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±0,2 °С;

- автоматические пробоотборники (основной и резервный);


- ручной пробоотборник;

- преобразователь расхода с пределами допускаемой относительной погрешности не более ±5,0 %;

- преобразователь влагосодержания поточный с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±0,1 %.

Допускается включать в состав БИК дополнительные средства измерений и оборудование (солемер, преобразователь серосодержания поточный и др.).

Е.4 Состав блока поверочной установки

В состав БПУ входят следующие средства измерений и оборудование:


- трубопоршневая поверочная установка или компакт-прувер с пределами допускаемой относительной погрешности не более ±0,10 %;

- преобразователь температуры с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±0,2 °С на входе и выходе ТПУ;

- преобразователь давления с пределами допускаемой приведенной погрешности ±0,5 % на входе и выходе ТПУ;

- манометр с пределами допускаемой приведенной погрешности не более ±0,6 %;

- термометр стеклянный с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±0,2 °С.


При необходимости в состав блока поверочной установки включают поточный плотномер.

Е.5 Система обработки информации

СОИ должна обеспечивать выполнение следующих функций:

Е.5.1 Обработку сигналов, поступающих от первичных измерительных преобразователей.

Е.5.2 Автоматизированное измерение массы нефти, формирование оперативных (двухчасовых) отчетов, а также формирование отчетных документов по приему-сдаче партии нефти.


Е.5.3 Автоматизированное выполнение операций поверки и КМХ с формированием протоколов.

Е.5.4 Отображение и регистрацию измерительной и технологической информации:

- просмотр в реальном масштабе времени режимов работы ИЛ и измерительных преобразователей;

- пределов измеряемых величин, пределов разности показаний преобразователей;

- просмотр констант и коэффициентов СИ;


- автоматическое построение, отображение и печать графиков измеряемых величин (трендов);

- оповещение персонала о нарушениях технологического режима и аварийных ситуациях (вывод сообщения на экран, подача звукового сигнала, вывод на печать);

- регистрация событий в журнале событий.

Е.5.5 Автоматизированное управление и технологический контроль за работой оборудования:

- установку режимов работы ИЛ и измерительных преобразователей БИК;


- управление задвижками;

- управление пробоотборниками.

Е.5.6 Архивирование данных и сохранение отчетных документов о сдаче нефти не менее одного года.

Е.5.7 Печать отчетных документов, журналов событий, протоколов поверки и контроля.

Е.5.8 Защиту информации и алгоритмов обработки информации от несанкционированного доступа.


Е.5.9 СОИ должна иметь резервирование и систему бесперебойного питания. Погрешность СОИ при расчете массы нефти должна быть не более 0,05 %.
Приложение Ж
(рекомендуемое)
Требования к средствам измерений и оборудованию в составе СИКН при применении прямого метода динамических измерений

Ж.1 Состав СИКН

В составе СИКН должны быть блоки, указанные в Е.1 (приложение Е).

Ж.2 Состав блока измерительных линий

Блок измерительных линий состоит из входного и выходного коллекторов и нескольких измерительных линий (далее - ИЛ): рабочих и резервных. Если на СИКН предусмотрен контроль метрологических характеристик рабочих и резервных массомеров по контрольному массомеру, в состав БИЛ дополнительно включают контрольную измерительную линию.


В состав каждой измерительной линий должны входить следующие средства измерений и оборудование:

- массовые счетчики-расходомеры с пределами допускаемой относительной погрешности не более ±0,25 % для рабочих и резервных ИЛ и не более ±0,20 % для контрольной ИЛ;

- преобразователь давления с пределами допускаемой приведенной погрешности не более ±0,2 %;

- манометр с пределами допускаемой приведенной погрешности не более ±0,6 %;

- термометр стеклянный с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±0,2 °С.


В состав ИЛ допускается включать дополнительные средства измерений и оборудование (фильтры, преобразователи температуры, датчики перепада давления и др.).

На выходном коллекторе БИЛ устанавливают преобразователь температуры с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±0,2 °С.

Ж.3 Состав блока измерений показателей качества нефти

В состав БИК должны входить следующие средства измерений и оборудование:

- преобразователи плотности поточные с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±0,36 кг/м3 (рабочий и резервный);


- преобразователь температуры с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±0,2 °С;

- преобразователь давления с пределами допускаемой приведенной погрешности не более ±0,2 %;

- манометр с пределами допускаемой приведенной погрешности не более ±0,6 %;

- термометр стеклянный с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±0,2 °С;

- автоматические пробоотборники (основной и резервный);


- ручной пробоотборник;

- преобразователь расхода с пределами допускаемой относительной погрешности не более ±5,0 %;

- преобразователь влагосодержания поточный с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±0,1 %.

Допускается включать в состав БИК дополнительные средства измерений и оборудование (солемер, преобразователь серосодержания поточный и др.).

По согласованию участников приемо-сдаточных операций на данном ПСП допускается не включать поточные преобразователи плотности в состав БИК.


Ж.4 Состав блока поверочной установки

В состав БПУ входят следующие средства измерений и оборудование:

- трубопоршневая поверочная установка или эталонный массомер с пределами допускаемой относительной погрешности не более ±0,10 %;

- преобразователь температуры с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±0,2 °С, на входе и выходе ТПУ;

- преобразователь давления с пределами приведенной погрешности ±0,2 % на входе и выходе ТПУ;


- манометр с пределами допускаемой приведенной погрешности не более ±0,6 %;

- термометр стеклянный с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±0,2 °С;

- поточный преобразователь плотности с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±0,36 кг/м3 (допускается не включать в состав БПУ, если ПП установлен в БИК).

Ж.5 Система обработки информации

СОИ должна соответствовать требованиям Е.5 (приложение Е).

Приложение И
(рекомендуемое)
Требования к средствам измерений и оборудованию при измерениях массы нефти с помощью резервуаров косвенным методом статических измерений

При выполнении измерений массы брутто нефти применяют следующие средства измерений и другие технические средства.

И.1 Меры вместимости

Резервуары стальные вертикальные цилиндрические или железобетонные вертикальные цилиндрические, с теплоизоляцией и без теплоизоляции, с понтоном или плавающим покрытием или со стационарной крышей (далее - резервуары), вместимостью от 100 до 100000 м3, с относительной погрешностью определения вместимости:

при геометрическом методе поверки:

±0,2 % - для резервуаров номинальной вместимостью от 100 до 3000 м3;


±0,15 % » » » » 4000 м3;

±0,1 % » » » » от 5000 до 100000 м3;

при объемном методе поверки - ±0,2 %.

И.2 Средства измерений уровня нефти и подтоварной воды

Рулетка измерительная с лотом с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±3 мм.


Уровнемеры радарные, ультразвуковые, магнитострикционные, поплавковые или лазерные с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±3 мм.

Переносной электронный измеритель уровня (электронная рулетка) с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±3 мм.

И.3 Средства измерений температуры нефти

Термометры ртутные стеклянные с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±0,2 °С, используемые для определения температуры нефти в резервуаре.

Термометры цифровые с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±0,2 °С, используемые для определения температуры нефти в резервуаре.


Переносной погружной электронный термометр с разрешающей способностью 0,1 °С и пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±0,2 °С, используемый для определения температуры нефти в резервуаре.

И.4 Средства измерений плотности нефти

СИ и технические средства, используемые для определения плотности нефти лабораторными методами.

Преобразователи плотности стационарные с пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±0,5 кг/м3.

И.5 Система обработки информации

Система обработки информации в составе измерительных систем с пределами допускаемой относительной погрешности не более ±0,05 %.


Программные комплексы для расчета массы нефти в резервуаре по результатам измерений.

Обработку результатов измерений допускается выполнять вручную.
Приложение К
(рекомендуемое)
Методика измерений уровня нефти и подтоварной воды в резервуаре

К.1 Измерение уровня нефти

Проверяют базовую высоту (высотный трафарет) резервуара как расстояние по вертикали между днищем резервуара в точке касания лота рулетки и риской планки измерительного люка. Полученный результат сравнивают с базовой высотой, указанной в градуировочной таблице резервуара или в последнем акте ее ежегодного измерения и нанесенной на трафарете.

Если измеренное значение базовой высоты отличается от значения нанесенного на трафарете более чем на 0,1 %, выявляют причину изменения базовой высоты и устраняют ее. На период, необходимый для выяснения и устранения причин изменения базовой высоты, измерения уровня нефти проводят по высоте пустоты резервуара.


Измерения уровня нефти по высоте пустоты резервуара проводят в следующей последовательности:

- опускают рулетку с лотом ниже уровня нефти. Первый отсчет (верхний) по рулетке проводят на уровне риски планки измерительного люка. Затем рулетку с лотом поднимают строго вверх без смещения в стороны и проводят второй отсчет (нижний) по линии смачивания с точностью до 1 мм;

- определяют высоту пустоты как разность верхнего и нижнего отсчетов;

- определяют уровень нефти в резервуаре как разность значения базовой высоты (высотного трафарета) данного резервуара и полученного значения высоты пустоты резервуара.

Если измеренное значение базовой высоты совпадает со значением, нанесенным на трафарете, или отличается от него менее чем на 0,1 %, измерения уровня нефти в резервуаре проводят в следующей последовательности:


- опускают ленту рулетки с лотом медленно до касания лотом днища или опорной плиты, не допуская отклонения лота от вертикального положения, не задевая за внутреннее оборудование резервуара, не допуская волн на поверхности нефти и ударов о днище резервуара. Лента рулетки должна находиться все время в натянутом состоянии, а место касания лота о днище резервуара должно быть горизонтальным и жестким;

- поднимают ленту рулетки строго вертикально, не допуская смещения в сторону, чтобы избежать искажения линии смачивания;

- показания рулетки отсчитывают с точностью до 1 мм сразу после появления смоченной части над измерительным люком.

Измерения уровня нефти в резервуаре (высоты пустоты) 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 более 1 мм, измерения повторяют дважды и берут среднее по трем наиболее близким измерениям с округлением до 1 мм.

Ленту рулетки до и после измерений протирают мягкой тряпкой насухо.


К.2 Измерение уровня подтоварной воды

Уровень подтоварной воды измеряют с помощью уровнемера или электронной рулетки в соответствии с эксплуатационной документацией на уровнемер или электронную рулетку, или с помощью рулетки с лотом с применением водочувствительной ленты или пасты.

Уровень подтоварной воды с помощью рулетки с лотом с применением водочувствительной ленты или пасты измеряют в следующей последовательности.

Водочувствительную ленту в натянутом виде прикрепляют к лоту рулетки с двух противоположных сторон.

Водочувствительную пасту тонким слоем наносят на поверхность лота рулетки с двух противоположных сторон.


Рулетку опускают в резервуар до касания лотом днища.

Для резкого выделения грани между слоями воды и нефти рулетку выдерживают неподвижно в резервуаре в течение времени, рекомендуемого инструкцией по применению водочувствительной ленты или пасты. Отсчет уровня подтоварной воды проводят с точностью до 1 мм.

Если межслойный уровень на ленте или пасте обозначается нечетко, косой линией или на неодинаковой высоте с обеих сторон, то измерение следует повторить, нанеся новый слой пасты или прикрепив новую ленту.

Наличие размытой границы раздела «вода-нефть» свидетельствует о наличии водоэмульсионного слоя. В этом случае необходимо повторить измерение после отстоя и расслоения эмульсии.