Определение массы нефти с применением СИКН

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

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

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

- прямой метод динамических измерений с применением массомеров.

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

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

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

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

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

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

объёма и плотности нефти, приведённых к условиям измерений объема;

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

При определении объема нефти применяют ПР (турбинные, лопастные, роторные, ультразвуковые и др.), преобразователи давления и температуры, систему обработки информации.

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

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

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

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

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

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

6.5 Вычисление массы нетто нефти

Массу нетто нефти М _Н, т, вычисляют как разность массы брутто нефти М, т, и массы балласта m, т, по формуле

, (6.5.1)

где W _В – массовая доля воды в нефти, %;

W _МП – массовая доля механических примесей в нефти, %;

W _ХС – массовая доля хлористых солей в нефти, %, вычисленная по формуле

W _ХС , (6.5.2)

где – концентрация хлористых солей в нефти, мг/дм³;

– плотность нефти при условиях измерений объема нефти, кг/м³.

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

, (6.5.3)

где – объемная доля воды в нефти, %;

r_в – плотность воды, кг/м³ (принимают равной 1000 кг/м³).

6.6 Определение показателей качества нефти

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

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

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

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

- массовую долю механических примесей по ГОСТ 6370;

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

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

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

- объемную долю свободного газа по МИ 2575;

- массовую долю парафина по ГОСТ 11851;

- выход фракций по ГОСТ 2177 (метод Б);

- массовую долю сероводорода по ГОСТ Р 50802;

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

- массовую долю органических хлоридов по АСТМ Д 4929.

Приведение плотности нефти при 20 ºС к 15 ºС выполняют по таблицам ГОСТ Р 8.599, а также по таблицам МИ 2153 или по программам пересчета МИ 2632.

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

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

Параметр (характеристика)	Единица величины	Число цифр после запятой
Температура	°С
Давление	МПа
Плотность	кг/м3
Масса	тонна
Объем	м3
Массовая доля балласта	%
Массовая доля хлористых солей	%
Массовая доля мех. примесей	%
Массовая доля воды	%
Массовая доля серы	%

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

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

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