На главную
На главную

РД 39-0147103-351-86 «Методика определения и введения поправок на массу брутто нефти, измеряемую на автоматизированных узлах учета нефти при учетно-расчетных операциях между предприятиями Миннефтепрома»

Руководящий документ устанавливает порядок определения и введения поправок на результат измерения массы брутто нефти (в дальнейшем - поправок), учитывающих режим работы, свойства перекачиваемой нефти, различия термодинамических условий определения объема и плотности нефти при учетно-расчетных операциях на узлах учета нефти.

Обозначение: РД 39-0147103-351-86
Название рус.: Методика определения и введения поправок на массу брутто нефти, измеряемую на автоматизированных узлах учета нефти при учетно-расчетных операциях между предприятиями Миннефтепрома
Статус: не действующий
Заменяет собой: РД 39-30-1238-85 «Временная методика определения и введения поправок на массу брутто нефти, измеряемую на автоматизированных узлах учета нефти при учетно-расчетных операциях между предприятиями Миннефтепрома»
Дата актуализации текста: 01.10.2008
Дата добавления в базу: 01.02.2009
Дата введения в действие: 01.10.1986
Дата окончания срока действия: 01.10.1988
Разработан: Уфимский нефтяной институт
ВНИИСПТнефть 450055, г. Уфа-55, 450055, проспект Октября, 144/3
Главтранснефть
Утвержден: Миннефтепром (22.07.1986)
Опубликован: Ротапринт ВНИИСПТнефть № 1986

Министерствонефтяной промышленности

Всесоюзный научно-исследовательский институт по сбору,
подготовке и транспорту нефти и нефтепродуктов
(ВНИИСПТнефть)

УТВЕРЖДЕН

первымзаместителем министра

В. Ю. Филановским

22июля 1986 года

РУКОВОДЯЩИЙДОКУМЕНТ

МЕТОДИКАОПРЕДЕЛЕНИЯ И ВВЕДЕНИЯ ПОПРАВОК
НА МАССУ БРУТТО НЕФТИ, ИЗМЕРЯЕМУЮ НА
АВТОМАТИЗИРОВАННЫХ УЗЛАХ УЧЕТА НЕФТИ ПРИ
УЧЕТНО-РАСЧЕТНЫХ ОПЕРАЦИЯХ МЕЖДУ
ПРЕДПРИЯТИЯМИ МИННЕФТЕПРОМА

РД39-0147103-351-86

Уфа1986

Руководящий документ РД39-0147103-351-86 «Методика определения и введения поправок на массу бруттонефти, измеряемую на автоматизированных узлах учета нефти при учетно-расчетныхоперациях между предприятиями Миннефтепрома».

РАЗРАБОТАНВсесоюзным научно-исследовательским институтом по сбору, подготовке итранспорту нефти и нефтепродуктов (разработчики - А.Г. Гумеров, В.Г. Володин,Н.М. Черкасов, Э.Г. Любарская, A. А. Дворяшин, А. В. Безрук, Р. Ф. Гизатуллина, Ф. Ш. Хайдарова,Н. И. Безногова);

Специализированным Управлениемпуско-наладочных работ (разработчики - И. С. Микасян, Е. Ю. Сементовская);

Объединеннымдиспетчерским Управлением Главтранснефти (разработчики - Н. А. Сафонов, Ю. В.Романенко);

Уфимскимнефтяным институтом Минвуза РСФСР (разработчики - И. Р. Байков).

СОГЛАСОВАН Казанским филиалом Всесоюзногоордена Трудового Красного Знамени научно-исследовательского институтафизико-технических и радиотехнических измерений (КВ ВНИИФТРИ) Госстандарта.

В связи с ограниченнымтиражом институт ВНИИСПТнефть разрешает заинтересованным организациямразмножение данного документа.

РУКОВОДЯЩИЙДОКУМЕНТ

МЕТОДИКАОПРЕДЕЛЕНИЯ И ВВЕДЕНИЯ ПОПРАВОК НА МАССУ БРУТТО НЕФТИ, ИЗМЕРЯЕМУЮ НААВТОМАТИЗИРОВАННЫХ УЗЛАХ УЧЕТА НЕФТИ ПРИ УЧЕТНО-РАСЧЕТНЫХ ОПЕРАЦИЯХ МЕЖДУПРЕДПРИЯТИЯМИ МИННЕФТЕПРОМА

РД39-0147103-351-86

Вводитсявзамен  
РД 39-30-1238-85 «Временной методики
определения и введения поправок на
массу брутто нефти, измеряемую на
автоматизированных узлах учета нефти
при учетно-расчетных операциях между
предприятиями Миннефтепрома»

Срок введения установлен с 1.10.86 г.

Срок действия до 1.10.88 г.

Настоящий руководящий документ (в дальнейшем - РД)устанавливает порядок определения и введения поправок на результат измерения массыбрутто нефти (в дальнейшем - поправок), учитывающих режим работы, свойстваперекачиваемой нефти, различия термодинамических условий определения объема иплотности нефти при учетно-расчетных операциях на узлах учета нефти (вдальнейшем - УУН).

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Значение массы нефтипри учетно-расчетных операциях на узлах учета определяют в соответствии с"Инструкцией по определению количества нефти на автоматизированных узлахучета с турбинными счетчиками при учетно-расчетных операциях" МИ 275-83(РД 39-5-770-82) с учетом поправок, вводимых, настоящим РД на массу бруттонефти.

1.2. Определениепоправочных множителей и введение поправок в соответствии с настоящим РДпроизводится представителями предприятий поставщика и покупателя ежесменно.Поправочные множители и величина поправки вносятся в журнал регистрации(приложение 1),поправка учитывается при составлении акта приема-сдачи нефти.

1.3. Контроль определенияпоправочных множителей и введения поправок осуществляется представителямитреста "Спецнефтеметрология" (базовой организацией пометрологическому обеспечению учета нефти в отрасли) ежеквартально и привозникновении разногласий с составлением акта (приложение 2).

1.4. При определениимассы брутто должны быть учтены необходимые поправки на результат измерениямассы брутто нефти по давлению, температуре нефти, содержанию в ней свободногогаза.

При определении плотности нефти в химлаборатории поотобранной пробе необходимо учитывать также поправку на возникающую при этомсистематическую погрешность, связанную в первую очередь с испарением легкихфракций из отобранной пробы нефти.

1.5. Действияоперативного персонала и ответственность за расчет и введение поправок должныбыть оговорены в инструкции по эксплуатации узла учета.

1.6. Для контроля наличияи измерения количества свободного газа в нефти УУН должен быть оборудованприборами типа ИФС-1 и УОСГ-100М. Индикатор фазового состояния ИФС-1 долженбыть установлен на приеме насосов внешней откачки. Прибор УОСГ-100М должен бытьустановлен в блоке контроля качества (БКК) в соответствии со схемой,приведенной в рекомендуемом приложении 3.

1.7. При отборе нефти напреобразователь плотности и УОСГ-100М должны обеспечиваться одинаковые скороститечения в трубопроводе в месте отбора и входных патрубках пробозаборногоустройства, выполненного по ГОСТ 2517-80.

Контроль изокинетичности отбора пробы нефти осуществляется спомощью расходомера, установленного в БКК (см. схему приложения 3).Рекомендуемое соотношение расходов нефти через систему отбора и в трубопроводедля обеспечения изокинетических условий приведено в приложении 4.

1.8. Измерениетемпературы и давления нефти, проходящей через ТПР, производится на выходномколлекторе УУН.

1.9. Измерениетемпературы и давления нефти, проходящей через преобразователь плотности, производитсяв БКК на выходе плотномера.

1.10. Для измерениядавления и температуры используются манометры класса точности 1,5 и ртутныетермометры с ценой деления 0,1 °С.

1.11. На межповерочноминтервале должен осуществляться периодический контроль коэффициентовпреобразования ТПР в соответствии с приложением 6.

2. ВВЕДЕНИЕ ПОПРАВОК НА РЕЗУЛЬТАТ  ИЗМЕРЕНИЯ МАССЫ БРУТТО НЕФТИ

2.1. Порядокопределения массы брутто нефти на автоматизированном узле учета при отсутствиисвободного газа в нефти.

2.1.1. Массубрутто (Mбр.сч.)нефти определяют по показаниям вторичных приборов измерения или результатамрегистрации на цифропечатающем устройстве (ЦПУ) в соответствии с п. 2.1 МИ275-83.

2.1.2. В результат измерений по п. 2.1.1должна быть введена поправка, учитывающая различие термодинамических условий впреобразователе плотности и ТПР. Поправка вводится со знаком, полученным врезультате вычислений, т.е. может складываться с измеренным значением массыбрутто или вычитаться из него:

                                                          (1)

ΔР = Ртпр- Рпл; Δt = tпл- tтпр;

гдеМбр  - значение массыбрутто с учетом поправок, т;

ΔМ    -поправка на измеренное значение массы-брутто, т;

КΣ - суммарный поправочный множитель;

F- коэффициент сжимаемости нефти,

F= 1,0 × 10-3 МПа-1;

β - объемный коэффициент термического расширения,значения β представлены в приложении 5.

Рпл,Ртпр - среднесменные значения давления нефти соответственно впреобразователе плотности и ТПР, МПа;

tпл, tтпр   - среднесменные значения температуры нефти соответственнов преобразователе плотности и ТПР, °С.

2.1.3. Среднесменныезначения температуры и давления вычисляются по данным измерений Pi, ti через 2 часа по формулам

                                                             (2)

n - общеечисло измерений за смену.

Поправки на давление и температуру учитываются вслучаях, если среднее значение разности давлений и температур в ТПР иплотномере в процессе работы узла учета равно или превышает 0,3 МПа и 0,5 °Ссоответственно.

2.1.4. Текущий контрольработоспособности преобразователя плотности производится в соответствии с"Методикой контроля работоспособности преобразователя плотности в условияхэксплуатации".

В случае несоблюдения условий достоверности измеренийпреобразователя плотности, оговоренных в разделе 6указанной методики, определение массы брутто нефти за соответствующий периодпроизводится по п. 2.2. настоящего РД.

2.2. Порядокопределения массы брутто нефти при отключении преобразователя плотности из-заотказа или наличия в нефти свободного газа.

2.2.1. При отказе автоматическогоплотномера, а также при обнаружении в нефти свободного газа массу брутто нефти Мбропределяют расчетным путем по формуле

Мбр = М + ΔМ;

М = Vt×ρлt;

ΔМ = М·КΣ;

КΣ = FP + Kρ - ,                                                     (3)

гдеVt- измеренный объем нефти при рабочей температуре на узлеучета, м3;

ρлt   -плотность нефти по данным аналитической лаборатории, приведенная к температуре tтпр на узле учета, т/м3;

Kρ - поправочный множитель,вводимый при измерении плотности в аналитической лаборатории, определяется пометодика приложения 7;

Р - давлении (избыточное) в ТПР, MПа;

δсг - содержание свободного газа в нефти при рабочем давлении, %учитывается при δсг ³ 0,1%.

2.2.2.Содержание свободного газа определяют 1-2 раза за смену, но не менее трех разза сутки, а также непосредственно после появления сигнала с ИФС.

Плотность нефти определяют путем лабораторного анализа поГОСТ 3900-85 с учетом рекомендаций, представленных в приложении 8.

2.3. Поправочныемножители вычисляют и округляют до пяти знаков после запятой, значение суммарногопоправочного множителя округляют до четырех знаков после запятой, поправку - доцелых значений тонн.

2.4. Примеры исправлениярезультата измерения массы брутто нефти путем введения поправок приводятся всправочном приложении 9. В справочных приложениях 10 и 11приведены методика и примеры расчета суммарной погрешности автоматизированногоУУН при подсчете массы брутто нефти с учетом поправок.

ПРИЛОЖЕНИЕ 1
Обязательное

ЖУРНАЛ
регистрации поправок

_____________________________

узелучета нефти

_____________________________

объединение,НГДУ, РНУ

Таблица1

Исходные данные

Дата

Смена

Номер рабочей линии

Значения коэффициентов преобразования ТПР

Отклонение, %

Объем перекачки за смену, м3

Среднесменные значения параметров

Kдi

Kд прi

Дата приварки

Δi

Vi

VΣ

Pтпр МПа

Рпл МПа

tпл °С

tтпр °С

ρпл кг/м3

ρлt кг/м3

δсг, %

20.02

I

1

1513

1511,8

12.02

0,08

14609

42390

0,87

0,54

23,7

24,3

843,3

844,7

0

3

1431

1429,6

12.02

0,10

13836

4

1540

1540,3

12.02

-0,02

13945

22.02

II

1

 

 

 

0,08

14887

42794

0,92

-

-

23,6

-

846,0

0

3

0,10

13742

4

-0,02

14165

12.03

I

2

1591

1590,4

4.03

0,04

12955

44447

0,87

-

-

24,1

-

844,8

0,3

3

1431

1428,9

3.03

0,15

15969

4

1540

1538,6

3.03

0,09

15523

Таблица 2

РАСЧЕТПОПРАВОК

Дата

Смена

Поправочные множители

Измеренное значение массы брутто , (М) т

Поправка на массу брутто ΔМ, т

Исправленное значение массы брутто, Мбр, т

Подписи представителей поставщика и покупателя

FΔP

βΔt

FPтпр

Кρ

КΣ

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

20.02

I

0,00033

-0,00050

 

 

 

-0,0002

35747

-7,0

35740

 

22.02

II

-

-

0,00092

-0,00240

0

-0,0015

36204

-54

36150

 

12.03

I

-

-

0,00087

-0,00257

0,0030

-0,0047

37549

-176

37373

 

ПРИЛОЖЕНИЕ 2
Обязательное

Акт составляется в трех экземплярах

и передается 1 - экз. - продавцу;

1 - экз. - покупателю; 1 - экз. –

Управлению СНМ.

АКТ
выборочного контроля определения поправок массы брутто нефти

№№ пп

Декада м-ца, дата, смена, за которую выполнен контроль

Значение поправочных множителей

рассчитанных представителями продавца-покупателя

рассчитанных при выборочном контроле

βΔt

FΔP

Kρ

KΣ

βΔt

FΔP

Kρ

KΣ

1.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

5.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

6.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

7.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

8.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

9.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Поправка на массу брутто

по расчету продавца-консультанта

- тн.

по расчету при выборочном контроле

- тн.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ:Расчеты поправок по данным, приведенным в "Журнале регистрациипоправок", выполнен  (ненужное зачеркнуть)

______________________________________

(подписьпредставителя Управления СНМ)

ПРИЛОЖЕНИЕ 3

ТИПОВАЯ СХЕМА БЛОКА КАЧЕСТВАУЗЛА УЧЕТА НЕФТИ

1 - пробозаборное устройство; 2 - насос с электродвигателем;резиновые шланги;4 - датчик влагомера; 5 - датчик плотномера; 6 - датчик плотномера; 7 -автоматический пробоотборник; прибор УОСГ-100М; 9 - расходомер

РЕКОМЕНДАЦИИ
по обвязке блока качества узла учета нефти

При использовании схемы следует руководствоватьсянижеприведенными дополнениями и разъяснениями.

1. Отбор на блокекачества рекомендуется производить с выходного коллектора УУН.

2. При давлениях вмагистральных трубопроводах, не превышающих 2,5 МПа, подачу в блок качествапроизводить только через насос на входе (производительность насоса - не менее3,6 м3/ч). При давлениях более 2,5 МПа допускается применениебезнасосной схемы.

3. Насос должен бытьустановлен в блоке качества.

4. Параллельно насосунеобходимо установить вентиль для регулировки производительности.

5. Схема привязки блокакачества к трубопроводу должна обеспечивать возможность создания перепададавления в блоке качества не менее 0,2 МПа.

6. Длина трубопровода отпробоотборника до технологической схемы блока качества должна быть не более 2м. Трубопроводы, идущие от пробоотборника до технологической схемы, должны бытьтеплоизолированы, причем толщина теплоизолирующих чехлов из асбестоматериалов истеклоткани должна быть не менее 50 мм.

7. Давление и температурав блоке качества не должны отличаться от давления и температуры в магистральномтрубопроводе более чем на 0,5 МПа и 0,5 °С соответственно.

8. Датчики влагомеров иплотномеров должны быть установлены последовательно.

9. В блоке качества долженбыть смонтирован резервный плотномер для оперативного контроля достоверностипоказаний плотномеров.

10. Внутренний диаметртруб, используемых в технологической схеме, должен быть не менее 50 мм.

11. Прибор для измерениясвободного газа в нефти УОСГ-100М устанавливается на выходе блока качества.

12. После насоса и передприбором УОСГ-100М предусмотреть установку шлангов не менее 2².

13. Место отбора пробыдля солемера и установки датчика вискозиметра должно быть после прибораУОСГ-100М.

14. Предусмотретьбайпасирование блока качества в случае ремонта приборов,сохранив возможность отбора проб.

15. Расходомер дляконтроля расходов должен быть установлен в блоке качества в промежутке междуплотномерами.

16. При перекачкепарафинистых нефтей предусмотреть в блоке качества установку бака с соляровыммаслом с возможностью нагрева масла и промывки трубных коммуникаций блокакачества при помощи насоса.

17. Рекомендуетсяпредусматривать установку в блоке качества резервного насоса.

18. Отступления от данныхрекомендаций в части места отбора потока на блок качества и использованиябезнасосной схемы должны обосновываться в каждом конкретном случае исогласовываться с разработчиками типовой схемы.

ПРИЛОЖЕНИЕ 4

Рекомендуемое

Рекомендуемое соотношение расходов для обеспеченияизокинетичности отбора

Условный диаметр трубопровода, мм

K1×102

K2×102

250

0,42

1,72

300

0,30

1,18

350

0,22

0,88

400

0,17

0,67

450

0,13

0,53

500

0,11

0,44

600

0,08

0,30

700

0,06

0,23

800

0,04

0,18

1000

0,03

0,11

1200

0,02

0,08

Q = Ki×Qтр; i = 1,2.

Примечание: 1. К1 - соотношение расходовнефти через пробозаборное устройство Q и трубопровод Qтр, при соотношениидиаметров трубок пробозаборного устройства 6:10:13, при кинематической вязкостидо 15×10-6м2/с (15 сСт).

2. К2 - соотношение расхода нефти через пробозаборное устройство Q и трубопровод Qтр, при соотношении диаметров трубок пробозаборногоустройства 12:20:26, при кинематической вязкости равной или выше 15×10-6м2/с (15 сСт).

3. Допускается увеличение расхода нефти в системе пробоотбора впределах 20 % от рекомендуемого.

Пример расчета.

Определить минимальный расходчерез пробозаборное устройство с соотношением диаметров трубок 6:10:13, которыйустановили на трубопроводе Ду = 1200 мм при среднем объемеперекачки Qтруб =10400 м3/час.

Q= K1 × Qтруб = 0,02×10-2×10400 = 2,1 м3/час= 0,6 л/сек.

ПРИЛОЖЕНИЕ 5
Справочное

Значения коэффициентовтермического расширения нефти

Плотность, кг/м3

β×104, °С-1

800,0-809,9

9,5

810,0-819,9

9,2

820,0-829,9

9,0

830,0-839,9

8,7

840,0-849,9

8,4

850,0-859,9

8,2

860,0-869,9

7,9

870,0-879,9

7,7

880,0-889,9

7,5

890,0-899,9

7,2

900,0-909,9

7,0

ПРИЛОЖЕНИЕ 6
Обязательное

МЕТОДИКА КОНТРОЛЯКОЭФФИЦИЕНТА ПРЕОБРАЗОВАНИЯ ТПР НА МЕЖПОВЕРОЧНОМ ИНТЕРВАЛЕ

1. Контроль ТПР на межповерочноминтервале производится ведомственной метрологической службой для определенияфактического значения коэффициента преобразования ТПР в рабочей точке или вфактическом диапазоне расходов и его сопоставления со значением коэффициента,определенного при поверке и выставленного на вторичном приборе.

2. Контроль коэффициента преобразования ТПР производится по ТПУв соответствии с МИ 303-83. При отсутствии влияния подключения рабочих линий наработу контрольного преобразователя допускается производить контролькоэффициентов преобразования ТПР по контрольному преобразователю, проверенномупо ТПУ непосредственно перед проведением контроля рабочих ТПР (в соответствии сМИ 305-83).

3. Для оценки влиянияподключения рабочих линий на показания контрольного преобразователя необходимопровести следующие работы

3.1.Определить коэффициент преобразования контрольного ТПР по ТПУ при минимальномзначении расхода Qmin из рабочего диапазона без подключения рабочегоТПР - Ко, либо подключив последовательно с ближайшей рабочейлинией - К1. Операции проводятся в соответствии с МИ 304-83не менее чем по пяти измерениям.

3.2. Операциипо п. 3.1 провести, подключая контрольныйпреобразователь последовательно к каждому рабочему.

3.3. Определить изменениекоэффициента преобразования контрольного ТПР при подключении i-ой рабочей линии:

 %или                                    (1)

гдеКi- коэффициенты преобразования контрольного ТПР, определенныепо п. 3.2.

3.4. При δki £ 0,05% влияние рабочих линий на работу контрольного ТПР считается несущественным.

3.5. По результатам работсоставляется акт, в котором выносится решение о методе контроля рабочих ТПР: поконтрольному преобразователю или по ТПУ. Акт подписывается представителями организации,обслуживающей УУН, а также представителями предприятий поставщика и покупателя.

4. Перед проведением контроляопределяются рабочие точки или рабочий диапазон загрузки преобразователя наинтервале времени между данным контролем и предыдущим контролем или поверкой.

5. При отличиифактического диапазона расходов за контролируемый период от рабочего диапазона,в котором поверен преобразователь, не более чем на ± 5 % от Qmax, среднее значение коэффициентапреобразования при контроле (Кд пр) определяется в тех жеточках, что и при поверке, по пяти измерениям в каждой точке диапазона:

                                                              (2)

гдеm- общее число измерений,

Ki пр - результат i-го измерения.

6. Определяетсяотклонение полученного при контроле значения Кд пр, отвеличины Кд, выставленной на вторичном приборе:

                                                       (3)

7. При /Δ/ ³ 0,1 % контроль повторяется через 5 дней.

Если по результатам двух повторных контрольных провероксохраняется знак величины Δ и соблюдается /Δ/ ³ 0,1 %,то необходимо провести внеочередную поверку ТПР и определить новое значение Кд΄.

8. Если  то производитсяперерасчет количества нефти, учтенного данным ТПР за периодмежду настоящей поверкой и контролем, выявившем отклонение Кд,превышающее 0,1 %. Перерасчет осуществляется по формуле:

                                                 (4)

где     ΔМi -количество нефти в тоннах, на которое корректируется количество сданной -(принятой) нефти (с учетом знака "+" или "-");

Kд, K¢д - средние значения коэффициента преобразования ТПР в диапазонесоответственно при предыдущей и настоящей поверках i-го преобразователя;

Vij -объем нефти, учтенный i-м преобразователем за jсмену;

VΣj - суммарный объем, учтенный за j-ю смену;

 - количество учтенной нефти в тоннах за j-ю смену;

n - число сменработы i-го преобразователяза рассматриваемый период.

Изменение учтенного количества нефти ΔМi оформляетсядвухсторонним актом между покупателем и продавцом.

8. Интервал междупроверками не должен превышать десяти суток фактической наработкипреобразователя расхода.

ПРИЛОЖЕНИЕ 7
Обязательное

МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯКОЭФФИЦИЕНТА Кρ

1. Определяетсясреднесменное значение плотности нефти при температуре на УУН по данныманалитической лаборатории. При числе измерений плотности за смену меньшем 4-хопределяются среднесуточные значения:

                                                                (1)

гдеn - число определений плотности за смену (сутки);

 -значение io определения по ГОСТ 3900-85.

2. Определяетсясреднесменное (среднесуточное) значение плотности нефти по показаниям преобразователяплотности, проверенного в условиях эксплуатации по "Методике контроляпреобразователя плотности в условиях эксплуатации":

                                                                 (2)

где  - учтенная за смену(сутки) масса брутто нефти по показаниям вторичных приборов или ЦПУ;

 -суммарный объем, учтенный за смену (сутки).

3. Определяетсякоэффициент приведения:

К = 1 + 1,0×10-3×Рпл+ β(tтпр- tпл),                                            (3)

гдеРпл - среднесменное (среднесуточное) давления нефти вплотномере, МПа,

tтпр, tпл - среднесменные (среднесуточные) значениятемпературы нефти соответственно на УУН и в плотномере.

4. Определяется значение  с учетом его знака("+" или "-"):

,                                                                   (4)

где

5. При отключениипоточного плотномера проводится усреднение полученных значений  за ближайшие 30 смен(суток), для которых соблюдалось условие достоверности показаний преобразователяплотности, оговоренное в р. 6 "Методики контроля...". При усредненииобязательно учитывается знак:

.                                                              (5)

Полученном значение поправочного множителя Кρзаносится со своим знаком в журнал регистрации поправок (приложение 1) и используется врасчетах поправок на массу брутто нефти весь период работы УУН с отключеннымплотномеров.

6. В начальный периодввода в действие данного РД допускается определить Кρпо усреднению значений  за 10¸12 смен.

По мере накопления статистических данных по производится уточнение значения Кρ:

                                                        (6)

где  и  - значения поправочногомножителя по усреднению за n и n + 1 смен соответственно;

 -значение  за (n + 1)-ю смену.

Таблица 1

Форма регистрации значений  и пример расчета

Дата

Данные i-ых измерений

Среднесуточные значения

К

ρлi
т/м3

ρплi
т/м3

ρплi
МПа

tтпрi
°
C

tплi
°
C

 
т/м3

 
т/м3

Рпл
МПа

tтпр
°С

tпл
°С

1.07.84 г.

0,8416

0,8397

0,80

42

41

0,8408

0,8393

0,80

42,0

40,6

1,0019

-0,0036

0,8399

0,8393

0,80

43

41,5

0,8408

0,8389

0,80

41

39,5

2.07.84 г.

0,8402

0,8394

0,75

41

40

0,8412

0,8407

0,77

41,3

40,3

1,0016

-0,0022

0,8423

0,8409

0,80

41

40

0,8412

0,8419

0,75

42

41

ПРИЛОЖЕНИЕ 8
Рекомендуемое

РУКОВОДСТВО К ИЗМЕРЕНИЮ ПЛОТНОСТИНЕФТИ АРЕОМЕТРОМ ПО ГОСТ 3900-85

1. Пробу нефти отбираютавтоматическим или ручным пробоотборником по ГОСТ 2517-65.

2. Нефть из контейнерапробоотборника затопленной струей (по трубке, опущенной до дна) сливается вканистру, которая доставляется в лабораторию.

3. Пробу нефти необходимоанализировать в кратчайшие сроки после отбора. Если возникает необходимостьхранения пробы до проведения испытаний, температура хранения не должнапревышать 20 °С.

4. Последовательностьопераций при проведении измерений

4.1. Пробу нефти изканистры переливают в измерительный цилиндр по трубке, опущенной до дна, повозможности исключив соприкосновение струи с атмосферой. При этом следуетизбегать образования воздушных пузырьков.

4.2. Пену, котораяобразуется на поверхности нефти, снимают фильтровальной бумагой.

4.3. Цилиндрустанавливают на ровной поверхности в месте, где нет сквозняков.

4.4. Чистый и сухойареометр медленно и осторожно погружают в нефть примерно на два деления шкалы,держа за верхний конец, и сообщают ему легкое кручение. Часть стержняареометра, находящаяся над поверхностью жидкости, должна быть сухой, так какприсутствие жидкости на стержне влияет на полученные показания.

4.5. Измерение плотностии температуры нефти производят через две-три минуты после погружения, чтобыареометр и термометр приняли температуру нефти и воздушные пузырьки вышли наповерхность.

4.6. Измеряют температурупробы нефти до и после измерения плотности, осторожно перемешивая нефтьтермометром, тщательно следя за тем, чтобы столбик ртути был полностьюпогружен, и чтобы стержень ареометра не смачивался выше уровня погружения.

4.7. Результат записываетв единицах плотности кг/м3. Запись и округление чисел производят поСТ СЭВ 535-77 до четырех значащих цифр.

ПРИЛОЖЕНИЕ 9
Справочное

ПРИМЕРЫ РАСЧЕТА
ПОПРАВКИ НА РЕЗУЛЬТАТ ИЗМЕРЕНИЯ МАССЫ БРУТТО НЕФТИ УУН

В журнал регистрации поправок (приложение 1, табл. 1) ежесменно вносятся значениявсех параметров, необходимых для расчета поправочных множителей. Во 2-й таблицеприложения приводятся значения поправочных множителей, рассчитанные по формуламп.п. 2.1и 2.2.,величина поправки ΔМ и исправленное значение массы брутто.

Пример 1. Исходные данные для расчета поправок приведены втаблице 1 приложения 1. Свободныйгаз отсутствует, поточный плотномер работает - поверен, проверен на местеэксплуатации, его показания за смену 20 февраля удовлетворяют требованиямтекущего контроля датчика плотности.

Расчет поправки ведется по п. 2.1 РД:

,

где  - масса нефти попоказаниям цифропечатающего устройства за смену (35747 т.);

ΔР- средняя разность давлений на ТПР и плотномере за смену, ΔР = 0,87- 0,54 = 0,33 МПа;

F = 1×10-3 МПа-1;

β = 8,4×10-4°С-1 (приложение 5);

Δt - средняя разность температур на плотномере и ТПР засмену, Δt= tтпр- tпл;

Δt = + 0,6 °С,

ΔМ = 35747 (0,00033- 0,00050) = 35747 (0,00033 - 0,00050) = 35747 (-0,00017) = - 6 т.

В таблицу 2 заносится величина поправки и поправочныемножители: FΔP,βΔt,KΣ.

Кроме того для набора статистики по поправочному множителюкаждую смену при работающем плотномере следует определять величину :

К= 1 + F×ΔP + βΔt = 1 + 0,00033 +0,00050 = 1,00083;

Пример 2. Во 2 смену 22февраля на УУН отключен плотномер (снят для проверки, т.к. на предыдущую сменупоказания плотномера не удовлетворяли условию текущего контроля).

Все данные, необходимые для расчета поправочныхкоэффициентов и поправки берутся из таблицы 1, поправочныймножитель Кρ = -0,0024 определен как среднее значение запредшествующие 30 смен, в течение которых плотномер работал удовлетворительно.

Расчет поправки производится по п. 2.2 РД:

ΔМ = 36204 (0,00092 - 0,0024) = 36204 (-0,0015) = -54 т.

Пример 3. 12 марта. 1 смена, плотномер не работает из-заналичия в нефти свободного газа.

δсг= 0,3 %, все данные, необходимыедля расчета - в таблице 1.

Расчет поправки - по п. 2.2 РД:

ΔМ= 37549 (0,00087 - 0,00257 - 0,0030) = 37549 (-0047) = -176 т.

ПРИЛОЖЕНИЕ 10
Справочное

ОПРЕДЕЛЕНИЕ СУММАРНОЙПОГРЕШНОСТИ АВТОМАТИЗИРОВАННОГО УУН ПРИ ПОДСЧЕТЕ МАССЫ БРУТТО НЕФТИ С УЧЕТОМПОПРАВОК

1. При отсутствиисвободного газа в нефти при определении массы брутто по п. 2.1 настоящегоРД суммарная относительная погрешность вычисляется по формуле:

               (1)

                                                         (2)

                                                  (3);(4)

                                                          (5)

                                                          (6)

                                                        (7)

                                                          (8)

                                                                    (9)

где Δтпр -наибольшее значение относительной основной погрешности ТПР в рабочем диапазонерасходов, % (из свидетельства об аттестации или поверке);

Δρпл - относительнаяпогрешность определения плотности, %;

Sпл    - приведенная основнаяпогрешность преобразователя плотности, % (из свидетельства об аттестации илиповерке);

ρmax - наибольшее значение диапазона измеренийпреобразователя плотности, т/м3 (из свидетельства об аттестации или поверкедатчика плотности);

ρ - среднее значение плотности нефти, проходящей через УУН, т/м3:

при аттестации - завремя аттестации УУН, при поверке - за межповерочный интервал (из паспорта насдаваемую нефть согласно приложению 9 МИ 275-83);

ΔNБ- относительная основная погрешность ЦБОИ при подсчете массы брутто нефти, %(из свидетельства об аттестации или поверке ЦБОИ);

ΔF - относительнаяпогрешность определения коэффициента сжимаемости, % (по предварительным данным ΔF £20 %);

Δ - относительная погрешность определенияразности давлений, %;

Sр - класс манометра, %;

Рм   -наибольшее значение диапазона измерений манометра, кг/см2;

 - среднее значение разницы давлений нефти вТПР и плотномере, кг/см2;

Δβ   - относительная погрешность определениякоэффициента термического расширения, % (по предварительным данным Δβ£5 %);

Δ -относительная погрешность определения разности температур, %;

Сt - цена деления термометра, °С;

  -среднее значение разности температур нефти в плотномере и ТПР, °С;

F -коэффициент сжимаемости нефти (F = 1,0×10-4см2/кг);

β   - коэффициенттермического расширения нефти (β представлены в приложении 5).

2. Приотключении преобразователя плотности при определении массы брутто по п. 2.2суммарная относительная погрешность вычисляется по формулам:

              (10)

                                       (11)

                                     (12)

                                                                 (13)

                                                             (14)

                                                            (15)

                                                      (16)

гдеΔρл - относительная погрешность измерения плотностиареометром, %;

Δρmax - предельнаядопускаемая погрешность ареометра, т/м3;

ρл- значение плотности, полученное с помощью ареометра, т3;

γ -температурная поправка по ГОСТ 3900-47;

Сtл    - цена деления термометра,которым замеряется температура пробы в лаборатории, °С;

Сtр   - цена деления термометра, которымзамеряется температура нефти на УУН, °С;

Р - среднее значение давления на УУН;

Δr - предельная основнаяпогрешность измерения содержания свободного газа в нефти, % (для УОСГ-100М при δсг³1,0 %, Δг = 0,05 %);

ΔΚρ- погрешность определения поправочного множителя Κρ;

 -значение поправочного множителя, определенное по среднесуточным значениямпараметров по методике, представленной в приложении 7;

n - числосуток, за которые усредняется значение поправочного множителя.

ПРИЛОЖЕНИЕ 11
Справочное

РАСЧЕТ СУММАРНОЙ ПОГРЕШНОСТИУУН

Пример 1.

Исходные данные для расчета

1. Измерение объема нефтипроизводится по двум измерительным линиям. Значения относительной погрешностидля работающих ТПР по данным поверки:

Δ тпр1= 0,21 %; Δ тпр2 = 0,23 %.

2. Измерение плотностинефти производится преобразователем плотности.

Параметры датчика плотности:

Sпл = 0,1%, ρмакс = 1т/м3 (из свидетельства об аттестации).

3. Среднее значениеплотности нефти

ρ = 0,854 м/м3.

4.Давление нефти на УУН в районе ТПР: Ртпр = 0,85 МПа,температура tтпр= 32 °С.

5. Давление нефти вплотномере Рпл = 0,7 МПа, температура tпл = 31 °С.

6. Класс манометров Sр = 1,0, предел измерения Рм = 2,5 MПа.

7. Цена делениятермометров

Сt = 0,5°.

8. Относительнаяпогрешность ЦБОИ ΔNБ = 0,2 %:

КΣ= [1×10-3×(0,85- 0,7) - 8,2×10-4×1,0 - 0,0012] =-0,0019.

По формулам П. 10 настоящего РДвычисляем составляющие суммарной погрешности УУН:

 

Суммарная погрешность определения Мбр наУУН составляет:

Пример 2.

В связи с появлением в нефти свободного газа (δсг= 0,3 %) измерение плотности нефти производится в аналитической лаборатории.Расчет массы брутто производится по п. 2.2 настоящего РД. Вычислим погрешностьопределения массы брутто на УУН в соответствии с п. 2. П. 10.

1. Определяемотносительную погрешность измерения плотности ареометром по формуле (11) приследующих исходных данных:

- предельная допустимаяпогрешность ареометра

Δρmax = 0,5×10-3 т/м3;

- значение плотностинефти по ареометру ρл= 0,8602 т/м3;

- температурная поправкапо ГОСТ 3900-47 γ = 0,000686 :

- цена делениятермометров:

лабораторного Сtл = 0,1 °С;

на УУН Ctр= 0,5 °С.

2. Вычислим поправочныймножитель Кρ.

2.1. Пометодике, приведенной в приложении 7 по данным, часть которых представлена втаблице 1, вычисляем среднесуточное значение  для ближайшихпредыдущих 30 дней.

2.2.Усредняем полученные значения и определяем Кρ =-0,00174.

2.3. Оцениваем дисперсиюсреднего значения Кρ по формуле

Для рассматриваемого случая

.

2.4. Вычисляем предельнуюпогрешность определения Кρ(при доверительнойвероятности Р = 0,95) по формуле (12) (погрешность плотномеравзята из примера 1);

3. Суммарный поправочныймножитель вычисляется по формуле (16);

4. Для давления на УУН Ртпр= 0,85 МПа

5.                                             

6. С учетом полученных составляющихпогрешностей вычислим суммарную погрешность определения массы брутто нефти приналичии свободного газа:

СОДЕРЖАНИЕ

1. Общие положения. 2

2. Введение поправок на результат измерения массы брутто нефти. 2

Приложение 1. Журнал регистрации поправок. 4

Приложение 2. Акт выборочного контроля определения поправок массы брутто нефти. 4

Приложение 3. Типовая схема блока качества узла учета нефти. 5

Приложение 4. Рекомендуемое соотношение расходов для обеспечения изокинетичности отбора. 6

Приложение 5. Значения коэффициентов термического расширения нефти. 7

Приложение 6. Методика контроля коэффициента преобразования ТПР на межповерочном интервале. 7

Приложение 7. Методика определения коэффициента Кρ 8

Приложение 8. Руководство к измерению плотности нефти ареометром по ГОСТ 3900-85. 10

Приложение 9. Примеры расчета поправки на результат измерения массы брутто нефти УУН.. 10

Приложение 10. Определение суммарной погрешности автоматизированного УУН при подсчете массы брутто нефти с учетом поправок. 11

Приложение 11. Расчет суммарной погрешности УУН.. 13

 

Мне нравится
Комментировать Добавить в закладки

Комментарии могут оставлять только зарегистрированные пользователи.

Пожалуйста зарегистрируйтесь или авторизуйтесь на сайте.