---
title: "Без названия"
status: действует
canonical: "https://bukva.ai/docs/bez-nazvaniya-1089"
---

## Без названия

# Документ 10592


<div align="right">

<a id="p100001"></a>Введены в действие<br>
Приказом Федерального<br>
агентства по техническому<br>
регулированию и метрологии

</div>

<div align="center">

от 21 декабря 2010 г. N 829-ст

</div>


<a id="p100003"></a>**РЕКОМЕНДАЦИИ ПО МЕЖГОСУДАРСТВЕННОЙ СТАНДАРТИЗАЦИИ**

<a id="p100004"></a>**ГОСУДАРСТВЕННАЯ СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЕДИНСТВА ИЗМЕРЕНИЙ**

<a id="p100005"></a>**РЕКОМЕНДАЦИИ**
**ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ МАССЫ НЕФТИ ПРИ УЧЕТНЫХ ОПЕРАЦИЯХ**
**С ПРИМЕНЕНИЕМ СИСТЕМ ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ**
**КАЧЕСТВА НЕФТИ**

<a id="p100006"></a>State system for ensuring the uniformity of measurements.
Recommendations on definition of weight of oil
at registration operations with application quantity
measures and indicators of oil quality

<div align="center">

<a id="p100007"></a>**РМГ 100-2010**

</div>


<div align="right">

<a id="p100965"></a>Группа Т86.5

<a id="p100966"></a>**МКС 17.020**

<a id="p100002"></a>Дата введения

</div>

<div align="center">

1 января 2012 года

</div>



### <a id="p100008"></a>Предисловие


<a id="p100009"></a>Цели, основные принципы и основной порядок проведения работ по межгосударственной стандартизации установлены ГОСТ 1.0-92 "Межгосударственная система стандартизации. Основные положения" и ГОСТ 1.2-2009 "Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосударственные, правила и рекомендации по межгосударственной стандартизации. Правила разработки, принятия, применения, обновления и отмены".


### <a id="p100010"></a>Сведения о рекомендациях


1. <a id="p100011"></a>Разработаны Федеральным государственным унитарным предприятием "Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии" (ФГУП "ВНИИР"), Межрегиональным открытым акционерным обществом "Нефтеавтоматика" (МОАО "Нефтеавтоматика").
2. <a id="p100012"></a>Внесены Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии.
3. <a id="p100013"></a>Приняты Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол от 10 июня 2010 г. N 37).
<a id="p100014"></a>За принятие проголосовали:


| Краткое наименование страны по МК (ИСО 3166) 004-97 | Код страны по МК (ИСО 3166) 004-97 | Сокращенное наименование национального органа по стандартизации |
| --- | --- | --- |
| Азербайджан | AZ | Азстандарт |
| Армения | AM | Минэкономики Республики Армения |
| Казахстан | KZ | Госстандарт Республики Казахстан |
| Кыргызстан | KG | Кыргызстандарт |
| Молдова | MD | Молдова-Стандарт |
| Российская Федерация | RU | Росстандарт |
| Таджикистан | TJ | Таджикстандарт |
| Узбекистан | UZ | Узстандарт |
| Украина | UA | Госпотребстандарт Украины |


4. <a id="p100025"></a>Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 21 декабря 2010 г. N 829-ст рекомендации по межгосударственной стандартизации РМГ 100-2010 введены в действие в качестве рекомендаций по метрологии Российской Федерации с 1 января 2012 г.
5. <a id="p100026"></a>Введены впервые.

<a id="p100027"></a>Информация о введении в действие (прекращении действия) настоящих рекомендаций, изменениях и поправках к ним, а также тексты изменений и поправок публикуются в информационном указателе "Национальные стандарты".


### <a id="p100028"></a>Введение


<a id="p100029"></a>В настоящих рекомендациях учтены основные нормативные положения "Рекомендаций по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти", утвержденных Приказом Министерства промышленности и энергетики Российской Федерации от 31 марта 2005 г. N 69.


### 1. <a id="p100030"></a>Область применения


<a id="p100031"></a>1.1. Настоящие рекомендации устанавливают требования к системам измерений количества и показателей качества нефти и порядок определения при учетных операциях массы нефти прямым и косвенным методами динамических измерений с нормированными значениями погрешности.
<a id="p100032"></a>1.2. Настоящие рекомендации могут быть применены предприятиями различных форм собственности, осуществляющими учетные операции с использованием систем измерений количества и показателей качества нефти, принятых в промышленную эксплуатацию в установленном порядке.
<a id="p100033"></a>1.3. Положения настоящих рекомендаций могут быть учтены при разработке методик измерений массы нефти и инструкций по эксплуатации систем измерений количества и показателей качества нефти.


### 2. <a id="p100034"></a>Нормативные ссылки



#### <a id="p100035"></a>2.1 В настоящих рекомендациях использованы нормативные ссылки на следующие нормативные документы:

<a id="p100036"></a>ГОСТ 2477-65. Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды
<a id="p100037"></a>ГОСТ 2517-85. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб
<a id="p100038"></a>ГОСТ 6370-83. Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей
<a id="p100039"></a>ГОСТ 21534-76. Нефть. Методы определения содержания хлористых солей
<a id="p100040"></a>РМГ 97-2010. Государственная система обеспечения единства измерений. Плотность нефти и нефтепродуктов и коэффициенты объемного расширения и сжимаемости. Методы расчета.
<a id="p100041"></a>*Примечание* - При пользовании настоящими рекомендациями целесообразно проверить действие ссылочных нормативных документов в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодно издаваемому информационному указателю "Национальные стандарты", который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим ежемесячно издаваемым информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящими рекомендациями следует руководствоваться заменяющим (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.


### 3. <a id="p100042"></a>Термины и определения



#### <a id="p100043"></a>3.1 В настоящих рекомендациях применены следующие термины с соответствующими определениями:

<a id="p100044"></a>3.1.1. Система измерений количества и показателей качества нефти; СИКН: совокупность средств измерений, системы обработки информации, технологического оборудования и трубопроводной арматуры, функционирующих как единое целое, основанная на методе динамических измерений массы брутто нефти и предназначенная:
- <a id="p100045"></a>для получения информации об измеряемых параметрах нефти;
- <a id="p100046"></a>для автоматической и ручной обработки результатов измерений;
- <a id="p100047"></a>для индикации и регистрации результатов измерений и результатов их обработки.
<a id="p100048"></a>3.1.2. Измерительный преобразователь: техническое средство с нормируемыми метрологическими характеристиками, служащее для преобразования измеряемой величины в электрический измерительный сигнал, удобный для обработки, хранения и дальнейшего преобразования системой обработки информации.
<a id="p100049"></a>*Примечание* - К измерительным преобразователям, включенным в состав СИКН, относятся: преобразователи расхода (объемного и массового), преобразователи плотности, преобразователи влагосодержания, преобразователи солесодержания, преобразователи вязкости, преобразователи температуры, преобразователи давления.

<a id="p100050"></a>3.1.3. Показывающий измерительный прибор: средство измерений, предназначенное для получения и индикации непосредственно на месте измерения значения измеряемой величины в установленном диапазоне.
<a id="p100051"></a>*Примечание* - В состав СИКН входят следующие показывающие измерительные приборы: манометры, стеклянные термометры.

<a id="p100052"></a>3.1.4. Система обработки информации: вычислительное устройство, принимающее, обрабатывающее информацию о количественно-качественных параметрах нефти, измеренных первичными измерительными преобразователями, и включающее в себя блоки индикации и регистрации результатов измерений.
<a id="p100053"></a>3.1.5. Технологическое оборудование: запорная и регулирующая арматура, трубопроводы, фильтры, струевыпрямители и прямолинейные участки, циркуляционный насос, автоматический и ручной пробоотборники, пробозаборное устройство, дренажные емкости, промывочный насос с соответствующей технологической обвязкой и др.
<a id="p100054"></a>3.1.6. Автоматизированное рабочее место оператора: персональный компьютер с соответствующим программным обеспечением в комплекте с монитором, клавиатурой и принтером, предназначенный для отображения мнемосхемы системы измерений количества и показателей качества нефти, текущих технологических и качественных параметров нефти, измеренных и вычисленных системой обработки информации, формирования отчетных документов и вывода их на печатающее устройство.
<a id="p100055"></a>3.1.7. Измерительная линия: часть конструкции системы измерений количества и показателей качества нефти, состоящая из преобразователей расхода в комплекте со струевыпрямителями или прямолинейными участками трубопроводов, оснащенная устройством отбора давления и карманом для термометра, преобразователями температуры и давления, манометром и термометром, задвижками и фильтром.
<a id="p100056"></a>3.1.8. Рабочая измерительная линия: измерительная линия, находящаяся в работе при нормальном режиме эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти.
<a id="p100057"></a>3.1.9. Контрольная измерительная линия: измерительная линия, применяемая для контроля метрологических характеристик рабочих преобразователей расхода и/или для измерения количества нефти, протекающей через рабочую измерительную линию при поверке преобразователя расхода, установленного на этой линии.
<a id="p100058"></a>3.1.10. Резервная измерительная линия: измерительная линия, которая находится в ненагруженном резерве и в любой момент времени может быть включена в работу.
<a id="p100059"></a>3.1.11. Рабочий диапазон расходов и вязкости нефти: область значений расходов и вязкости нефти, для эксплуатации в которой предназначены преобразователи расхода и в которой нормированы их метрологические характеристики.
<a id="p100060"></a>3.1.12. Контроль метрологических характеристик: определение отклонения метрологических характеристик средств измерений в межповерочном интервале от действительных значений, полученных при последней поверке, с целью установить пригодность средств измерений к дальнейшей эксплуатации.
<a id="p100061"></a>3.1.13. Межконтрольный интервал: промежуток времени между двумя очередными актами контроля, проводимого для выявления отклонения значений метрологических характеристик средств измерений от значений, определенных при поверке.
<a id="p100062"></a>3.1.14. Учетные операции: операции, проводимые сдающей и принимающей нефть сторонами с целью определить массу брутто и массу нетто нефти для последующих расчетов, а также операции, проводимые при инвентаризации нефти и арбитраже.
<a id="p100063"></a>3.1.15. Резервная схема учета: схема учета, представляющая собой систему, применяемую для измерений массы нефти при отказе основной схемы - системы измерений количества и показателей качества нефти.
<a id="p100064"></a>3.1.16. Масса брутто нефти: общая масса нефти, включающая в себя массу балласта.
<a id="p100065"></a>3.1.17. Масса балласта: общая масса воды, хлористых солей и механических примесей в нефти.
<a id="p100066"></a>3.1.18. Масса нетто нефти: величина, представляющая собой разность массы брутто нефти и массы балласта.

#### <a id="p100067"></a>3.2 В настоящих рекомендациях приняты следующие сокращения:

- <a id="p100068"></a>АРМ-оператора - автоматизированное рабочее место оператора;
- <a id="p100069"></a>БИК - блок измерения показателей качества нефти;
- <a id="p100070"></a>ВА - вторичная аппаратура;
- <a id="p100071"></a>ИЛ - измерительная линия;
- <a id="p100072"></a>КМХ - контроль метрологических характеристик;
- <a id="p100073"></a>МИ - методика измерений;
- <a id="p100074"></a>МХ - метрологические характеристики;
- <a id="p100075"></a>НГДУ - нефтегазодобывающее управление;
- <a id="p100076"></a>ПП - преобразователь плотности;
- <a id="p100077"></a>ПР - преобразователь расхода;
- <a id="p100078"></a>ПСП - приемосдаточный пункт;
- <a id="p100079"></a>ПУ - поверочная установка;
- <a id="p100080"></a>СИ - средство измерений;
- <a id="p100081"></a>СОИ - система обработки информации;
- <a id="p100082"></a>ТЗ - техническое задание;
- <a id="p100083"></a>ЭПР - эталонный преобразователь расхода.


### 4. <a id="p100084"></a>Общие положения


<a id="p100085"></a>4.1. Массу нефти определяют в соответствии с методикой измерений, разработанной и утвержденной в установленном порядке.
<a id="p100086"></a>4.2. Основная схема измерения массы нефти предусматривает применение косвенного метода динамических измерений с использованием преобразователей объемного расхода, поточных преобразователей плотности, преобразователей температуры и давления или прямого метода динамических измерений с использованием массомеров.
<a id="p100087"></a>Согласно резервной схеме измерения массы нефти допускается применять косвенный метод статических измерений (до строительства основной схемы измерения в сроки, согласованные сторонами, или на период устранения отказа существующей основной схемы), а также методы динамических измерений.
<a id="p100088"></a>4.3. Пределы допускаемой относительной погрешности методов измерений массы нефти не должны превышать установленных национальным стандартом [1].
<a id="p100089"></a>4.4. Приемосдаточные и периодические испытания (определение показателей) нефти проводят в соответствии с требованиями национального стандарта [2].
<a id="p100090"></a>Определение показателей, составляющих балласт нефти, содержания воды, хлористых солей и механических примесей проводят по ГОСТ 2477, ГОСТ 21534 и ГОСТ 6370 соответственно.
<a id="p100091"></a>Допускается определение показателей, составляющих балласт нефти, проводить анализаторами, имеющими сертификат об утверждении типа, и при наличии соответствующих МИ, аттестованных в установленном порядке <1>.

<a id="p100092"></a>

---

<a id="p100093"></a><1> На территории Российской Федерации действует ГОСТ Р 8.563-2009 [3].

<a id="p100094"></a>Отбор проб нефти проводят по ГОСТ 2517.
<a id="p100095"></a>Испытания нефти представители сдающей и принимающей сторон проводят совместно в испытательной лаборатории, аккредитованной в установленном порядке.
<a id="p100096"></a>4.5. Нефть при приеме и сдаче должна соответствовать требованиям национального стандарта [2].
<a id="p100097"></a>4.6. Техническое состояние и метрологическое обеспечение СИКН обеспечивает владелец СИКН. Взаимоотношения между сдающей и принимающей сторонами, между владельцем СИКН и организацией, проводящей техническое обслуживание СИКН, определяются договорами на поставку нефти, инструкцией по эксплуатации СИКН и настоящими рекомендациями.
<a id="p100098"></a>4.7. На основании настоящих рекомендаций и инструкций по эксплуатации средств измерений, технологического и вспомогательного оборудования на каждую СИКН владелец разрабатывает инструкцию по эксплуатации СИКН (далее - инструкция), учитывающую конкретные условия эксплуатации. Типовая форма инструкции приведена в Приложении А. Инструкцию утверждают руководители предприятий, сдающих и принимающих нефть по данной СИКН, и согласовывает организация, проводящая техническое обслуживание СИКН.
<a id="p100099"></a>Пересмотр инструкции по эксплуатации СИКН выполняют через каждые 5 лет. В течение срока действия в инструкцию допускается вносить изменения и дополнения, согласованные сторонами, утвердившими инструкцию.
<a id="p100100"></a>4.8. Состав СИКН, технические и метрологические характеристики СИ и оборудования, входящих в состав СИКН, должны соответствовать проекту, разработанному на основании технического задания на проектирование, настоящих рекомендаций, других нормативных документов (в том числе вновь принятых после введения в действие настоящих рекомендаций), требования которых распространяются на СИКН в процессе их проектирования.
<a id="p100101"></a>4.9. Находящиеся в эксплуатации СИКН приводят в соответствие требованиям вновь введенных в действие нормативных и методических документов (требования которых распространяются на СИКН) в сроки, определенные мероприятиями, разработанными и утвержденными владельцем СИКН и согласованными с другой (сдающей или принимающей) стороной.
<a id="p100102"></a>4.10. Проект должен иметь положительное заключение метрологической экспертизы уполномоченного метрологического института национального органа по стандартизации.


### 5. <a id="p100103"></a>Обеспечение единства измерений


<a id="p100104"></a>5.1. Вновь вводимые в эксплуатацию (выпускаемые) СИКН подлежат испытаниям в целях утверждения типа и внесению в Государственный реестр СИ. Испытания и первичную поверку СИКН в целом при вводе ее в эксплуатацию осуществляет Государственный центр испытаний средств измерений, аккредитованный в установленном порядке. В дальнейшем СИКН в целом подлежит периодической поверке.
<a id="p100105"></a>5.2. Периодическую поверку СИ рекомендуется проводить по графикам владельца СИКН, согласованным с руководителем метрологической службы, осуществляющей поверку СИ, с предоставлением копий графиков (или выписок из графиков) принимающей, сдающей сторонам и организации, выполняющей техническое обслуживание СИКН.
<a id="p100106"></a>Периодическую поверку весов, мерников, передвижных поверочных установок, преобразователей расхода (в том числе 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, преобразователей вязкости, преобразователей 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.
<a id="p100107"></a>*Примечание* - После каждого капитального ремонта, ремонта, связанного с изменением вместимости резервуара вследствие изменения его оснащенности внутренним оборудованием, резервуар подлежит внеочередной поверке.

<a id="p100108"></a>5.3. Расходомеры, установленные в БИК, их ВА, если расходомер применяют в комплекте, перепадомеры и манометры, измеряющие перепад давления на фильтрах, и другие СИ, результаты измерений которых не влияют на погрешность измерения массы нефти, подлежат калибровке не реже одного раза в год.
<a id="p100109"></a>5.4. Внеочередную поверку СИ, входящих в состав СИКН, рекомендуется проводить в соответствии с требованиями правил по метрологии [4], а ПР и поточных ПП - дополнительно в случае получения отрицательных результатов при текущем КМХ.
<a id="p100110"></a>Внеочередную поверку ПР рекомендуется проводить также:
- <a id="p100111"></a>при отклонении значений вязкости нефти в условиях эксплуатации от значений, при которых была проведена поверка турбинных ПР, более допускаемых пределов, установленных в описании типа ПР, - при отсутствии в СОИ алгоритма коррекции по вязкости;
- <a id="p100112"></a>при отклонении значений f/ню (отношения частоты к вязкости) в условиях эксплуатации от значений рабочего диапазона параметров f/ню, при котором была проведена поверка турбинных ПР, если СОИ имеет функцию коррекции по вязкости;
- <a id="p100113"></a>по обоснованному требованию стороны, сдающей или принимающей нефть.
<a id="p100114"></a>5.5. Калибровку СИ, перечисленных в 5.3, проводит метрологическая служба владельца СН или организация, аккредитованная на право выполнения калибровочных работ.
<a id="p100115"></a>5.6. МИ массы разрабатывают в соответствии с национальным стандартом [4] и утверждают с оформлением свидетельства об аттестации и дальнейшей регистрацией в установленном порядке.
<a id="p100116"></a>5.7. Программный комплекс, применяемый в АРМ-оператора, аттестуют в уполномоченном метрологическом институте национального органа по стандартизации с оформлением свидетельства о метрологической аттестации.


### 6. <a id="p100117"></a>Определение массы нефти



#### <a id="p100118"></a>6.1. Измерение массы нефти косвенным методом динамических измерений


<a id="p100119"></a>6.1.1. Массу нефти при косвенном методе динамических измерений рекомендуется определять с помощью ПР и поточных ПП. В этом случае массу вычисляет СОИ как произведение соответствующих значений:
- <a id="p100120"></a>объема и плотности нефти, приведенной к условиям измерения объема;
- <a id="p100121"></a>или объема и плотности нефти, приведенных к стандартным условиям.
<a id="p100122"></a>6.1.2. При определении объема нефти рекомендуется применять преобразователи объемного расхода (турбинные, лопастные, роторные, ультразвуковые и др.), преобразователи давления и температуры, СОИ.
<a id="p100123"></a>При определении плотности нефти рекомендуется применять поточные ПП, преобразователи давления и температуры, СОИ.
<a id="p100124"></a>6.1.3. Рекомендуемый состав СИКН с применением косвенного метода динамических измерений приведен в таблице 1.

<a id="p100125"></a>Таблица 1


<table>
<colgroup><col width="42%"><col width="20%"><col width="38%"></colgroup>
<tr><td>Наименование СИ и оборудования, входящих в состав СИКН</td><td>Пределы допускаемой погрешности СИ</td><td>Примечание</td></tr>
<tr><td colspan="3">1. Основные СИ и оборудование, устанавливаемые в технологической части СИКН</td></tr>
<tr><td colspan="3">1.1. Измерительные линии</td></tr>
<tr><td>1.1.1. ПР рабочие, резервный</td><td>+/- 0,15% &lt;1&gt;</td><td></td></tr>
<tr><td>1.1.2. ПР контрольный</td><td>+/- 0,1% &lt;2&gt;</td><td>При наличии по проекту</td></tr>
<tr><td>1.1.3. Преобразователи давления</td><td>+/- 0,5% &lt;3&gt;</td><td></td></tr>
<tr><td>1.1.4. Преобразователи перепада давления (дифманометры) и манометры на фильтрах</td><td>+/- 2,5% &lt;3&gt;</td><td>Для контроля загрязненности фильтров</td></tr>
<tr><td>1.1.5. Манометры</td><td>+ 0,6% &lt;3&gt;</td><td></td></tr>
<tr><td>1.1.6. Преобразователи температуры в комплекте с термосопротивлениями (сенсорами) класса А</td><td>+ 0,2 °C &lt;4&gt;</td><td></td></tr>
<tr><td>1.1.7. Термометры стеклянные</td><td>+/- 0,2 °C &lt;4&gt;</td><td>Цена деления 0,1 °C</td></tr>
<tr><td>1.1.8. Фильтр</td><td></td><td>При наличии в составе СИКН отдельного блока фильтров фильтр на ИЛ не устанавливают</td></tr>
<tr><td>1.1.9. Задвижки или шаровые краны (запорная арматура) электроприводные, в том числе с гарантированным перекрытием потока и оборудованные устройствами контроля герметичности</td><td></td><td>Только та запорная арматура, негерметичность которой влияет на достоверность результатов измерений при учетных операциях, при поверках и КМХ ПР</td></tr>
<tr><td>1.1.10. Струевыпрямители</td><td></td><td>При наличии по проекту</td></tr>
<tr><td>1.1.11. Регулятор расхода</td><td></td><td>При наличии по проекту</td></tr>
<tr><td>1.1.12. Пробозаборное устройство (устанавливаемое на коллекторе СИКН)</td><td></td><td>Согласно ГОСТ 2517</td></tr>
<tr><td>1.1.13. Регулятор давления на выходе СИКН</td><td></td><td>При наличии по проекту</td></tr>
<tr><td>1.2. БИК</td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>1.2.1. ПП поточный - основной и резервный</td><td>+/- 0,36 кг/куб. м &lt;4&gt;</td><td></td></tr>
<tr><td>1.2.2. Преобразователь давления</td><td>+/- 0,5% &lt;3&gt;</td><td></td></tr>
<tr><td>1.2.3. Манометры</td><td>+/- 0,6% &lt;3&gt;</td><td></td></tr>
<tr><td>1.2.4. Термометры стеклянные</td><td>+/- 0,2 °C &lt;3&gt;</td><td>Цена деления 0,1 °C</td></tr>
<tr><td>1.2.5. Преобразователи температуры в комплекте с термосопротивлениями (сенсорами) класса А</td><td>+/- 0,2 °C &lt;4&gt;</td><td></td></tr>
<tr><td>1.2.6. Расходомер</td><td>+/- 5,0% &lt;1&gt;</td><td></td></tr>
<tr><td>1.2.7. Пробоотборник автоматический (основной и резервный) с диспергатором</td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>1.2.8. Пробоотборное устройство для ручного отбора пробы с диспергатором</td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>1.2.9. Регулятор расхода &lt;5&gt;</td><td></td><td>На вновь строящихся и реконструируемых СИКН и при наличии по проекту</td></tr>
<tr><td>1.2.10. Циркуляционный насос</td><td></td><td>При обеспечении необходимого расхода в БИК допускается применение безнасосной схемы</td></tr>
<tr><td colspan="3">2. Основные СИ и оборудование, устанавливаемые вне технологической части СИКН</td></tr>
<tr><td>2.1. СОИ</td><td>+/- 0,05% &lt;2&gt;</td><td></td></tr>
<tr><td>2.2. Вторичная аппаратура ПР</td><td>+/- 0,05% &lt;2&gt;</td><td>В случае невозможности применения ПР без вторичной аппаратуры</td></tr>
<tr><td>2.3. АРМ-оператора</td><td></td><td>На вновь строящихся и реконструируемых СИКН и при наличии по проекту</td></tr>
<tr><td>2.4. Стационарная поверочная установка</td><td>1-го или 2-го разряда</td><td></td></tr>
<tr><td colspan="3">3. Дополнительные СИ и оборудование</td></tr>
<tr><td>3.1. ПП эталонный стационарный в БИК</td><td>+/- 0,1 кг/куб. м &lt;4&gt;</td><td>При наличии по проекту</td></tr>
<tr><td>3.2. Преобразователь вязкости в БИК</td><td>+/- 1,0% &lt;3&gt;</td><td>При наличии по проекту</td></tr>
<tr><td>3.3. Преобразователь влагосодержания поточный (основной и резервный) в БИК</td><td>+/- 0,1% &lt;4&gt;</td><td>При наличии по проекту</td></tr>
<tr><td>3.4. Преобразователь серосодержания поточный в БИК с диапазонами измерений:</td><td></td><td>При наличии по проекту</td></tr>
<tr><td>- от 0% до 0,6%</td><td>+/- 0,02% &lt;4&gt;</td><td></td></tr>
<tr><td>- от 0,1% до 1,8%</td><td>+/- 0,06% &lt;4&gt;</td><td></td></tr>
<tr><td>- св. 1,8% до 5,0%</td><td>+/- 0,18% &lt;4&gt;</td><td></td></tr>
<tr><td>3.5. Устройство корректировки коэффициента преобразования ПР по расходу или расходу и вязкости</td><td>+/- 0,05% &lt;2&gt;</td><td>При наличии по проекту, для корректировки коэффициента преобразования ПР</td></tr>
<tr><td>3.6. Суммирующий прибор</td><td>+/- 0,05% &lt;2&gt;</td><td>При числе рабочих измерительных линий две и более и отсутствии в СОИ встроенной функции суммирования</td></tr>
<tr><td>3.7. Индикатор (датчик) контроля наличия свободного газа</td><td></td><td>При наличии по проекту</td></tr>
<tr><td>3.8. Термостатирующий цилиндр в БИК</td><td></td><td>При наличии по проекту</td></tr>
<tr><td>3.9. Промывочный насос в БИК</td><td></td><td>При наличии по проекту</td></tr>
<tr><td>3.10. Газосигнализатор в БИК</td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>3.11. Датчик пожара в БИК</td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>3.12. Вентилятор вытяжной в БИК</td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>3.13. Нагреватель электрический с терморегулятором в БИК</td><td></td><td></td></tr>
<tr><td colspan="3">&lt;1&gt; Пределы допускаемой относительной погрешности в диапазоне расходов. &lt;2&gt; Пределы допускаемой относительной погрешности в точке расхода. &lt;3&gt; Пределы допускаемой приведенной погрешности. &lt;4&gt; Пределы допускаемой абсолютной погрешности. &lt;5&gt; При применении частотного регулятора числа оборотов циркуляционного насоса регулятор расхода в БИК не устанавливают.</td></tr>
</table>


<a id="p100180"></a>Примечания:
1. <a id="p100181"></a>На существующих СИКН до их реконструкции допускается применение преобразователей давления с пределами допускаемой приведенной погрешности +/- 0,6%.
2. <a id="p100182"></a>Вместо контрольного ПР может быть установлен ЭПР, если это предусмотрено ТЗ на проектирование СИКН. Также может быть применен ЭПР на мобильной (передвижной) установке. Периодичность поверки ЭПР должна быть установлена в описании типа (в приложении к сертификату об утверждении типа).

<a id="p100183"></a>6.1.4. На выходе каждой ИЛ, на входе и выходе ПУ устанавливают преобразователь давления и манометр, преобразователь температуры и стеклянный термометр, на выходном коллекторе СИКН - преобразователь давления и манометр.

##### <a id="p100184"></a>6.1.5 Основные требования к СОИ и АРМ-оператора


###### <a id="p100185"></a>6.1.5.1 Перечень функций, выполняемых СОИ:

- <a id="p100186"></a>вычисление объема нефти при рабочих условиях и приведение к стандартным условиям, в том числе по каждой измерительной линии;
- <a id="p100187"></a>вычисление текущего значения плотности нефти при температуре и давлении в БИК;
- <a id="p100188"></a>приведение текущего значения плотности нефти к условиям измерения объема нефти и к стандартным условиям;
- <a id="p100189"></a>вычисление массы нефти;
- <a id="p100190"></a>вычисление средневзвешенного значения плотности нефти при условиях измерения объема за отчетный период (2 ч, смена, сутки) и приведение к стандартным условиям;
- <a id="p100191"></a>вычисление средневзвешенных значений температуры и давления для каждой измерительной линии и для СИКН в целом за отчетный период (2 ч, смена, сутки);
- <a id="p100192"></a>ввод с возможностью изменения предельных значений параметров, указанных в проекте СИКН или в свидетельстве о поверке СИ;
- <a id="p100193"></a>автоматическая корректировка коэффициента преобразования турбинного ПР в зависимости от изменения расхода или расхода и вязкости;
- <a id="p100194"></a>автоматическое (по заданию оперативного персонала с АРМ-оператора) выполнение поверки рабочих ПР без нарушения процесса измерения количества и показателей качества нефти;
- <a id="p100195"></a>автоматический контроль, индикация, сигнализация и регистрация предельных значений параметров нефти;
- <a id="p100196"></a>формирование текущих отчетов, актов приема-сдачи, паспортов качества нефти;
- <a id="p100197"></a>управление пробоотбором;
- <a id="p100198"></a>контроль метрологических характеристик рабочих ПР по ПУ, эталонному или контрольному ПР;
- <a id="p100199"></a>замещение поверяемого рабочего ПР контрольным для измерения количества нефти, проходящей через поверяемый ПР во время его поверки;
- <a id="p100200"></a>сравнение показаний двух одновременно работающих преобразователей плотности и выдача сигнала при превышении установленного предела;
- <a id="p100201"></a>вычисление массы нетто нефти при вводе с клавиатуры АРМ-оператора значений содержания воды, хлористых солей и механических примесей, определенных в испытательной лаборатории, в том числе с помощью лабораторных экспресс-анализаторов, или при автоматическом вводе результатов измерений показателей качества поточными преобразователями при их наличии в составе СИКН;
- <a id="p100202"></a>вычисление массы нефти с вычетом массы воды, содержащейся в нефти и измеренной поточным влагомером, согласно МИ, разработанной для СИКН;
- <a id="p100203"></a>индикация и автоматическое обновление на экране монитора текущих значений технологических параметров СИКН и качественных параметров нефти согласно ТЗ на проектирование или ТЗ на программное обеспечение СИКН;
- <a id="p100204"></a>защита от несанкционированного доступа к константам системы, участвующим в вычислении массы нефти, результатов поверки и КМХ ПР;
- <a id="p100205"></a>формирование журнала аварийных событий, в том числе регистрация изменений констант системы с указанием паролей доступа;
- <a id="p100206"></a>формирование протоколов поверки рабочих и эталонного ПР, протоколов КМХ рабочих ПР;
- <a id="p100207"></a>формирование аварийных сигналов при наличии (появлении) свободного газа в нефти, предельных значений содержания воды в нефти, вязкости нефти, расхода по ИЛ и БИК.
<a id="p100208"></a>6.1.5.2. Конкретный перечень функций, обязательных к реализации в СОИ, определяют в ТЗ на проектирование СИКН или ТЗ на разработку программного обеспечения СОИ.
<a id="p100209"></a>6.1.5.3. Требования и перечень (объем) технологической и измерительной информации, отображаемой на мониторе АРМ-оператора, перечень отчетных документов, формируемых в АРМ-оператора, определяют в ТЗ на разработку программного обеспечения АРМ-оператора.

##### <a id="p100210"></a>6.1.6 Основные требования к эксплуатации СИКН

<a id="p100211"></a>6.1.6.1. ПР поверяют на месте эксплуатации по утвержденным в установленном порядке методикам поверки с помощью ПУ (1-го или 2-го разряда) или эталонного преобразователя расхода с пределами допускаемой относительной погрешности в точке расхода не более +/- 0,1%. Диапазоны измерений ПУ и ЭПР в кубических метрах в час (куб. м/ч) должны соответствовать проектному рабочему диапазону расходов через ПР.
<a id="p100212"></a>6.1.6.2. При отключении рабочего и при отсутствии резервного поточного ПП плотность нефти определяют эталонным или лабораторным плотномером или ареометром с учетом систематических погрешностей измерения плотности, установленных в свидетельствах об аттестации соответствующей МИ плотности по рекомендациям [5].

###### <a id="p100213"></a>6.1.6.3 В процессе эксплуатации СИКН рекомендуется контролировать следующие параметры:

<a id="p100214"></a>а) Расход нефти через измерительные линии или значение f/ню в зависимости от вида реализации в СОИ градуированной характеристики ПР.
<a id="p100215"></a>Расход нефти или значение f/ню должно находиться в пределах рабочего диапазона расходов или значений f/ню соответственно, указанных в свидетельстве о поверке ПР.
<a id="p100216"></a>б) Расход нефти через БИК.
<a id="p100217"></a>Расход нефти через БИК должен обеспечить:
- <a id="p100218"></a>эксплуатацию поточных преобразователей, установленных в БИК, без отклонения значений их метрологических характеристик от установленных значений;
- <a id="p100219"></a>достоверность и представительность отбираемой пробы. Должно быть обеспечено соотношение расходов потока в трубопроводе в месте отбора и в трубопроводе БИК в соответствии с ГОСТ 2517.
<a id="p100220"></a>Значение расхода нефти через пробозаборное устройство, требуемого для обеспечения условия изокинетичности отбора проб, вычисляют согласно Приложению Б.
<a id="p100221"></a>Поддержание требуемого расхода обеспечивают регулятором расхода, установленным в БИК, или изменением числа оборотов циркуляционного насоса (при применении частотного регулятора числа оборотов). Значение расхода контролируют расходомером, установленным в БИК.
<a id="p100222"></a>в) Избыточное давление нефти после ПР.
<a id="p100223"></a>При эксплуатации обеспечивают режим бескавитационной работы ПР, для чего значение избыточного давления после ПР устанавливают и поддерживают не менее значения, определяемого по формуле:

<a id="p100224"></a>                       Р = 2,06Р  + 2 ДЕЛЬТА Р,                         (1)
                                н

    где:
    Р - минимальное значение избыточного давления после ПР, МПа;
    Р   -  давление  насыщенных  паров при максимальной температуре нефти в
     н
СИКН, МПа;
    ДЕЛЬТА Р  - перепад давления на ПР, указанный в техническом паспорте на
ПР данного типа, МПа.

<a id="p100225"></a>    Пример - Исходные данные для расчета:
<a id="p100226"></a>    Р  = 500 мм рт. ст. = 0,067 МПа; ДЕЛЬТА Р = 0,05 МПа.
     н
<a id="p100227"></a>Минимальное значение избыточного давления после ПР должно быть не ниже:
<a id="p100228"></a>Р = 2,06 х 0,067 + 2 х 0,05 = 0,24 МПа.

<a id="p100229"></a>г) Перепад давления на фильтрах.
<a id="p100230"></a>    Значение  перепада  давления на фильтрах должно быть не более значения,
указанного  в  паспорте  на  фильтр  данного  типа, или не должно превышать
значения  2  ДЕЛЬТА  Р ,  где  ДЕЛЬТА  Р  - перепад давления на фильтре при
                      ф                 ф
максимальном  расходе,  определенный  на  месте эксплуатации (на конкретном
СИКН) после чистки фильтра.
<a id="p100231"></a>    Чистку фильтров  проводят при достижении перепада давления 2 ДЕЛЬТА Р ,
                                                                         ф
но не реже одного раза в квартал с оформлением акта.
<a id="p100232"></a>д) Вязкость нефти.
1) <a id="p100233"></a>При отсутствии устройства корректировки коэффициента преобразования турбинного ПР по вязкости значение вязкости нефти не должно отличаться от значений, при которых была проведена поверка турбинного ПР, более чем на:
              -6
<a id="p100234"></a>    +/- 2 х 10   кв. м/с -  для турбинных ПР "Турбоквант",  "Норд-М" Ду40 -
200;
              -6
<a id="p100235"></a>    +/- 5 х 10   кв.  м/с  - для турбинных ПР "Ротоквант"  Ду 400,  Ду 250,
Ду 200, Ду 150; МИГ Ду 40, Ду 65, Ду 100, Ду 150; Смит-150, Смит-200;
               -6
<a id="p100236"></a>    +/- 10 х 10   кв. м/с - для  турбинных  ПР МИГ-200,  МИГ-250,  МИГ-400,
Смит-250.
<a id="p100237"></a>Для ПР других типов пределы изменений вязкости не должны превышать значений, установленных при проведении испытаний в целях утверждения типа этих ПР.
2) <a id="p100238"></a>При наличии устройства или алгоритма корректировки коэффициента преобразования ПР в зависимости от изменения вязкости значение f/ню должно находиться в пределах рабочего диапазона значений f/ню, указанных в свидетельстве о поверке ПР.
<a id="p100239"></a>6.1.6.4. Поверку и КМХ рабочих ПР проводят без нарушения учетных операций количества и качества нефти.
<a id="p100240"></a>6.1.6.5. Учет количества нефти при отказах СИ и оборудования СИКН, повреждении пломб и оттисков клейм и при поступлении на СИКН некондиционной нефти проводят согласно Приложению В.

##### <a id="p100241"></a>6.1.7 Основные требования к эксплуатации ПР

<a id="p100242"></a>6.1.7.1. При эксплуатации проводят периодические поверки (очередные, при необходимости - внеочередные) и КМХ преобразователей расхода.
<a id="p100243"></a>6.1.7.2. При поверке рабочего ПР измерение количества нефти, проходящей через рабочий ПР во время его поверки, допускается проводить с использованием контрольного ПР.
<a id="p100244"></a>6.1.7.3. Поверку ПР проводят на месте эксплуатации в комплекте с элементами измерительных линий (струевыпрямителями, если они предусмотрены проектом, прямыми участками) с соблюдением требований методики поверки ПР.
<a id="p100245"></a>6.1.7.4. Поверку ПР проводят в ручном или автоматическом режиме. Коэффициенты преобразования ПР, определенные при поверке, устанавливают в СОИ вручную или автоматически.
<a id="p100246"></a>6.1.7.5. В зависимости от способа реализации в СОИ градуировочной характеристики ПР его коэффициенты преобразования представляют в виде:
    -   <a id="p100247"></a>постоянного  значения  во  всем  рабочем  диапазоне  расходов  (К ,
                                                                         д
имп./куб. м);
    -  <a id="p100248"></a>постоянных  значений  коэффициента  преобразования  в  поддиапазонах
расходов (К  , имп./куб. м);
           дд
    -   <a id="p100249"></a>вычисляемых   значений   коэффициента   преобразования   в   точках
поддиапазона  расходов  или  отношения  значения  расхода  (частоты  ПР)  к
вязкости (К    , имп./куб. м).
           вычj

##### <a id="p100250"></a>6.1.8 Контроль метрологических характеристик ПР

<a id="p100251"></a>6.1.8.1. В межповерочном интервале проводят КМХ рабочих ПР согласно графикам.
<a id="p100252"></a>Порядок разработки, утверждения и согласования графика устанавливают в Инструкции по эксплуатации СИКН. Графики проведения КМХ разрабатывают с учетом межконтрольного интервала ПР, установленного в соответствии с 6.1.9.
<a id="p100253"></a>По требованию одной из сторон (сдающей или принимающей) проводят внеочередной КМХ.
<a id="p100254"></a>При КМХ определяют вязкость нефти поточным вискозиметром, при его отсутствии - в испытательной лаборатории при температуре нефти в ПР (с отклонением +/- 3,0 °C), измеренной при КМХ. Значение вязкости, измеренной поточным вискозиметром или в испытательной лаборатории, вносят в протокол КМХ.
<a id="p100255"></a>6.1.8.2. КМХ ПР, находящихся в резерве на момент проведения КМХ остальных ПР, допускается не проводить. КМХ ПР, находящегося в резерве более одного межконтрольного интервала, должен быть проведен в течение смены после ввода его в рабочий режим в текущей точке расхода согласно 6.1.8.5, перечисление "а".
<a id="p100256"></a>6.1.8.3. Результаты КМХ рекомендуется оформлять протоколом, автоматически формирующимся в АРМ-оператора. При отказе АРМ-оператора протоколы оформляют вручную, форма протокола приведена в Приложении Г. Протоколы подписывают представители сторон, принимающей и сдающей нефть, и организации, проводящей техническое обслуживание СИКН.

###### <a id="p100257"></a>6.1.8.4 При  КМХ  ПР  рекомендуется  определять  фактические значения

коэффициентов  преобразования  на  месте  эксплуатации  в рабочем диапазоне
расходов  (К , К   или К  - согласно 6.1.8.5) и относительных отклонений их
            д   дд      j
значений   от   значений  коэффициентов  преобразования,  установленных  во
вторичной аппаратуре ПР или СОИ, или вычисляемых СОИ.
<a id="p100258"></a>6.1.8.5. КМХ ПР проводят по ПУ, контрольному или эталонному ПР в следующем порядке.
<a id="p100259"></a>а) При любом виде реализации в СОИ градуировочной характеристики ПР КМХ проводят в текущей (рабочей) точке расхода, определенного при КМХ.
<a id="p100260"></a>Технологическое подключение контролируемого ПР к ПУ, контрольному или эталонному ПР осуществляют без вывода контролируемого ПР из режима измерений и изменения значения текущего расхода через него.
<a id="p100261"></a>Далее, в зависимости от вида реализации в СОИ градуировочной характеристики ПР, выполняют операции в следующем порядке.
<a id="p100262"></a>    б)  Если градуировочная характеристика ПР реализована в СОИ (ВА) в виде
постоянного   значения  коэффициента  преобразования  в  рабочем  диапазоне
расходов  (К ), то КМХ ПР проводят при минимальном и максимальном значениях
            д
расходов рабочего диапазона, указанных в свидетельстве о поверке ПР.
<a id="p100263"></a>    в)  Если градуировочная характеристика ПР реализована в СОИ (ВА) в виде
постоянных  значений  коэффициентов преобразований в поддиапазонах расходов
(К  ),  то КМХ ПР проводят в каждом поддиапазоне  расходов в средней точке,
  дд
кроме поддиапазона согласно перечислению "а".
<a id="p100264"></a>    г)  Если градуировочная характеристика ПР реализована в СОИ (ВА) в виде
ломаной линии,  соединяющей   значения   коэффициентов   преобразования   в
различных  точках  диапазона  расходов  (К ),  и  СОИ  (ВА)  имеет  функцию
                                          j
коррекции  коэффициента  в  зависимости  от  расхода, КМХ проводят в каждом
отрезке  ломаной  линии  (поддиапазоне  расходов)  в  средней  точке, кроме
поддиапазона согласно перечислению "а".
<a id="p100265"></a>д) Если градуировочная характеристика ПР реализована в СОИ в виде полинома второго порядка зависимости К = F(f/ню) и градуировочная характеристика разбита на поддиапазоны, КМХ проводят в каждом поддиапазоне значений f/ню в одной точке, кроме поддиапазона согласно перечислению "а".
<a id="p100266"></a>е) Если СОИ автоматически устанавливает коэффициент преобразования ПР, определенный при КМХ, после подтверждения персоналом необходимости установки нового коэффициента, то КМХ проводят только согласно перечислению "а".
<a id="p100267"></a>6.1.8.6. Если ПР эксплуатируют при стабильном значении расхода (с отклонением не более +/- 10%) в течение двух межконтрольных интервалов подряд (до и после проведения текущего КМХ), по обоюдному согласию сдающей и принимающей сторон, КМХ допускается проводить только согласно 6.1.8.5, перечисление "а", что устанавливают в Инструкции по эксплуатации СИКН.
<a id="p100268"></a>6.1.8.7. В случае несоблюдения условия 6.1.8.6 или эксплуатации ПР в различных поддиапазонах расходов в течение двух межконтрольных интервалов подряд (до и после проведения текущего КМХ) КМХ проводят согласно 6.1.8.5, перечисления "а", "б", "в", "г", "д".
<a id="p100269"></a>*Примечание* - КМХ ПР согласно 6.1.8.5, перечисления "в", "г", "д", допускается проводить только в тех поддиапазонах расходов, в которых эксплуатируют ПР в течение двух межконтрольных интервалов подряд (до и после текущего КМХ).

<a id="p100270"></a>6.1.8.8. Определение коэффициента преобразования ПР в каждой контролируемой точке расхода проводят в соответствии с требованиями методики поверки ПР. В каждой точке расхода проводят не менее трех измерений. Значение коэффициента преобразования вычисляют до пяти значащих цифр.

###### <a id="p100271"></a>6.1.8.9 С  целью  уменьшить интенсивность эксплуатации ПУ допускается

проводить   КМХ   рабочих  ПР  по  контрольному,  предварительно  определив
отклонение  его  коэффициентов  преобразования в каждой точке расхода К  от
                                                                       j
значений, полученных при поверке. При этом должны быть соблюдены условия:
    -   <a id="p100272"></a>среднеквадратичное  отклонение  результатов  пяти  последовательных
измерений должно быть не более 0,02%;
    -   <a id="p100273"></a>отклонение   значений   К ,   полученных   при  КМХ,  от  значений,
                                 j
установленных в свидетельстве о поверке, не должно превышать +/- 0,1%.
<a id="p100274"></a>В случае невыполнения перечисленных условий КМХ ПР по контрольному ПР не проводят.
<a id="p100275"></a>6.1.8.10. Порядок и методику КМХ рабочих ПР по контрольному ПР в случае отсутствия (отказа) на СИКН ПУ (или ЭПР) или по другим причинам, не позволяющим выполнение операций 6.1.8.9, устанавливают в Инструкции по эксплуатации СИКН.
<a id="p100276"></a>6.1.8.11. Относительные отклонения коэффициентов преобразования ПР, полученных при КМХ, от установленных или вычисляемых в СОИ значений коэффициентов определяют по нижеуказанным формулам:
<a id="p100277"></a>а) Для случая 6.1.8.5, перечисление "а":

                                   К    - К
                                    тек    уст
<a id="p100278"></a>                       дельта    = ----------- 100,                     (2)
                             тчк      К
                                       уст

    где:
    дельта      -   значение   относительного  отклонения,  полученное  при
          тчк
проведении КМХ в текущей (рабочей) точке расхода, %;
    К     - значение коэффициента преобразования, полученное при проведении
     тек
КМХ в текущей (рабочей) точке расхода, имп./куб. м;
    К     -  значение коэффициента преобразования, установленное в СОИ (или
     уст
ВА) согласно свидетельству о поверке ПР или вычисляемое СОИ, имп./куб. м. В
зависимости   от   вида   реализации   в  СОИ  (или  в  ВА)  градуировочной
характеристики ПР в формуле (2) значение К    принимают равным:
                                          уст
    -   К ,  если  градуировочная  характеристика  ПР  в  СОИ  (или  в  ВА)
         д
реализована согласно 6.1.8.5, перечисление "б";
    -  К   ,  если  градуировочная  характеристика  ПР  в  СОИ  (или  в ВА)
        jдд
реализована  согласно  6.1.8.5,  перечисление  "в",  где  j  -  поддиапазон
расходов, в котором находится текущая (рабочая) точка расхода при КМХ;
    -  К      -  значение  коэффициента преобразования ПР, вычисленное СОИ,
        вычj
если  градуировочная  характеристика ПР в СОИ реализована согласно 6.1.8.5,
перечисления "г" и "д".
<a id="p100279"></a>    б) Для случая 6.1.8.5, перечисление "б":

                               К           - К
                                (мин,макс)    д
<a id="p100280"></a>                     дельта  = ---------------- 100,                    (3)
                           д          К
                                       д

    где:
    дельта   -  значения  относительных  отклонений, полученные при КМХ при
          д
минимальном   и   максимальном   значениях   расхода   рабочего   диапазона
соответственно, %;
    К           - значения коэффициентов преобразований ПР,  полученные при
     (мин,макс)
КМХ  на  минимальном  и  максимальном  значениях расхода рабочего диапазона
соответственно, имп./куб. м;
    К   -  постоянное значение коэффициента преобразования, установленное в
     д
СОИ (или ВА) согласно свидетельству о поверке ПР, имп./куб. м.
<a id="p100281"></a>    Примечание - По формуле (3) дельта  вычисляют для значений К    и К
                                      д                         мин    макс
соответственно.

<a id="p100282"></a>    в) Для случая 6.1.8.5, перечисление "в":

                                     К  - К
                                      k    kдд
<a id="p100283"></a>                         дельта    = --------- 100,                     (4)
                               kдд     К
                                        kдд

    где:
    дельта     -  значение  относительного отклонения, полученное при КМХ в
          kдд
контролируемой точке k-го поддиапазона расходов, %;
    К   -  значение  коэффициента преобразования ПР, определенное при КМХ в
     k
контролируемой точке k-го поддиапазона расходов, имп./куб. м;
    К      -   постоянное   значение   коэффициента   преобразования   k-го
     kдд
поддиапазона  расходов, установленное в СОИ (или ВА) согласно свидетельству
о поверке ПР, имп./куб. м.
<a id="p100284"></a>    г) Для случая 6.1.8.5, перечисление "г":

                                            выч
                                  К      - К
                                   контр    контр
<a id="p100285"></a>                    дельта      = --------------- 100,                  (5)
                          контр        выч
                                      К
                                       контр

    где:
    дельта       - значение относительного отклонения, полученное при КМХ в
          контр
контролируемой   точке   k-го  отрезка  ломаной  линии  (k-го  поддиапазона
расходов), %;
    К       -  значение коэффициента преобразования, определенное при КМХ в
     контр
контролируемой   точке   k-го  отрезка  ломаной  линии  (k-го  поддиапазона
расходов), имп./куб. м;
     выч
    К       -  значение  коэффициента  преобразования в k-м отрезке ломаной
     контр
линии (k-м поддиапазоне расходов), вычисленное СОИ для контролируемой точки
расхода, имп./куб. м.
<a id="p100286"></a>    д) Для случая 6.1.8.5, перечисление "д":

                                          выч
                                    К  - К
                                     k    kпол
<a id="p100287"></a>                       дельта     = ---------- 100,                     (6)
                             kпол      выч
                                      К
                                       kпол

    где:
    дельта      -  значение относительного отклонения, полученное при КМХ в
          kпол
контролируемой точке k-го участка полинома (k-го поддиапазона расходов), %;
    К   -  значение  коэффициента  преобразования,  определенное  при КМХ в
     k
контролируемой  точке  k-го  участка полинома (k-го поддиапазона расходов),
имп./куб. м;
     выч
    К      -  значение  коэффициента  преобразования в k-м участке полинома
     kпол
(k-м  поддиапазоне  расходов),  вычисленное  СОИ  для  контролируемой точки
расхода, имп./куб. м.
<a id="p100288"></a>    е) Для случая 6.1.8.5, перечисление "е":

                                   К  - К
                                    j    вычj
<a id="p100289"></a>                         дельта  = ---------- 100,                      (7)
                               j     К
                                      вычj

    где:
    дельта   - значение относительного отклонения, полученное при КМХ в j-й
          j
точке расхода, %;
    К   -  коэффициент преобразования в j-й точке расхода, определенный при
     j
КМХ, имп./куб. м;
    К      -  коэффициент  преобразования,  вычисленный  СОИ  для j-й точки
     вычj
расхода, имп./куб. м.
<a id="p100290"></a>    6.1.8.12.   В   формулах   со  (2)   по   (7)   значения  коэффициентов
преобразований,     определяемых     при     КМХ,     принимают     равными
среднеарифметическим значениям коэффициентов преобразований n-го количества
измерений в каждой точке (j-й) расхода (К   ), вычисляемых по формуле:
                                         срj

                                     n
                                      j
                                     SUM К
                                     i=1  ij
<a id="p100291"></a>                              К    = -------,                           (8)
                               срj     n
                                        j

    где:
    К   - значение коэффициента преобразования ПР при КМХ, определенное при
     ij
i-м измерении в каждой точке (j-й) расхода, имп./куб. м;
    n  - число измерений в каждой точке (j-й) расхода.
     j
<a id="p100292"></a>6.1.8.13. Абсолютные значения относительных отклонений коэффициентов преобразований, определенные по формулам (2), (3), (4), (5), (6) и (7), не должны превышать 0,15%.
<a id="p100293"></a>6.1.8.14. Если отклонение коэффициента преобразования превышает допустимый предел, при участии всех заинтересованных сторон выясняют причины, принимают меры по их устранению (исключая демонтаж и разборку ПР, могущую повлечь за собой изменение коэффициента преобразования ПР), и проводят повторный КМХ.
<a id="p100294"></a>6.1.8.15. При получении отрицательных результатов повторного контроля ПР демонтируют, проводят ревизию (при необходимости ремонт) и внеочередную поверку. Порядок выявления причин отрицательных результатов КМХ излагают в Инструкции по эксплуатации СИКН.
<a id="p100295"></a>6.1.8.16. В случае положительных результатов контроля ПР выводят из работы и включают в работу не менее чем через 1 ч. После включения в работу начинают отсчет следующего межконтрольного интервала.
<a id="p100296"></a>*Примечание* - Условие согласно 6.1.8.16 - только для СИКН, эксплуатируемых в непрерывном режиме.


##### <a id="p100297"></a>6.1.9 Установление межконтрольного интервала ПР

<a id="p100298"></a>6.1.9.1. Для вновь построенной СИКН и после реконструкции СИКН с заменой ПР до ввода СИКН в промышленную эксплуатацию (в период опытно-промышленной эксплуатации) определяют межконтрольный интервал проведения КМХ ПР.
<a id="p100299"></a>Межконтрольный интервал определяют также после текущего и капитального ремонтов ПР.
<a id="p100300"></a>6.1.9.2. Установление межконтрольного интервала рекомендуется выполнять организации, проводящей техническое обслуживание СИКН, совместно с представителями сдающей и принимающей сторон.
<a id="p100301"></a>6.1.9.3. Согласно методике поверки ПР и с учетом реализации в СОИ (или в ВА) градуировочной характеристики ПР определяют его коэффициенты преобразования, устанавливают их в СОИ (или в ВА) и включают ПР в режим непрерывной работы.
<a id="p100302"></a>6.1.9.4. При непрерывной работе ПР в течение 30 сут. (не менее) с интервалом 5 сут. рекомендуется проводить определение его коэффициента преобразования, вычислять относительное отклонение полученного значения коэффициента преобразования от значения, установленного в СОИ (или в ВА) согласно 6.1.9.3.
<a id="p100303"></a>Примечания:
1. <a id="p100304"></a>Подключение ПР к ПУ или к ЭПР проводят без изменения значения расхода нефти через ПР.
2. <a id="p100305"></a>Определение коэффициента преобразования ПР проводят в одной точке (при текущем расходе) с использованием ПУ или ЭПР.

<a id="p100306"></a>6.1.9.5. Относительное отклонение коэффициента преобразования вычисляют для точки текущего расхода согласно 6.1.8.11 в зависимости от вида реализации в СОИ (ВА) градуировочной характеристики ПР.
<a id="p100307"></a>6.1.9.6. При выявлении превышения отклонения коэффициента преобразования ПР от установленного 6.1.8.13 в течение интервала времени менее 30 сут. дальнейшие испытания рекомендуется прекратить и для ПР установить межконтрольный интервал.

<a id="p100308"></a>*Пример* - Если через 15 сут. отклонение значения коэффициента преобразования не превысило допускаемые пределы, а через 20 сут. превысило, межконтрольный интервал устанавливают 15 сут.

<a id="p100309"></a>6.1.9.7. При отсутствии превышения отклонения коэффициента преобразования ПР от установленного в 6.1.8.13 в течение 30 сут. и более дальнейшие испытания рекомендуется также прекратить и межконтрольный интервал установить 30 сут.
<a id="p100310"></a>6.1.9.8. Межконтрольный интервал (интервал стабильной работы) в зависимости от интенсивности эксплуатации ПР рекомендуется установить либо в часах наработки, либо в календарном времени (сутках).
<a id="p100311"></a>6.1.9.9. Установление межконтрольного интервала представители сторон согласно 6.1.9.2 оформляют трехсторонним актом, значение межконтрольного интервала вносят в формуляр СИКН.
<a id="p100312"></a>6.1.9.10. Допускается установление межконтрольного интервала проводить по другим методикам, утвержденным сдающей и принимающей нефть сторонами и согласованным региональными органами национального органа по стандартизации.
<a id="p100313"></a>6.1.9.11. При эксплуатации ПР в течение одного календарного года и более без текущего или капитального ремонта и при изменении физико-химических параметров нефти по согласию сдающей и принимающей сторон допускается устанавливать новый межконтрольный интервал после повторного выполнения операций, изложенных в 6.1.9.3 - 6.1.9.9.

##### <a id="p100314"></a>6.1.10 Основные требования к поверке и градуировке поточных ПП

<a id="p100315"></a>6.1.10.1. Поверку поточных ПП проводят по измерительному комплекту металлических напорных пикнометров или по эталонному плотномеру.

###### <a id="p100316"></a>6.1.10.2 Поверку поточных ПП рекомендуется проводить одним из нижеследующих методов:

<a id="p100317"></a>а) без демонтажа на месте их эксплуатации в рабочих условиях;
<a id="p100318"></a>б) с демонтажем на поверочной установке с использованием рабочей жидкости (нефти) и созданием рабочих условий, идентичных условиям эксплуатации поточных ПП в БИК;
<a id="p100319"></a>в) с демонтажем на поверочном стенде.
<a id="p100320"></a>6.1.10.3. Поверочный стенд - стенд, позволяющий проводить поверки ПП на жидкостях с разными значениями плотности и при разных значениях давления, оснащенный эталонным плотномером или измерительным комплектом металлических напорных пикнометров.
<a id="p100321"></a>6.1.10.4. Основной метод поверки поточных ПП - на месте эксплуатации в рабочих условиях.
<a id="p100322"></a>6.1.10.5. Поверку ПП проводят по методикам поверки, утвержденным и зарегистрированным в установленном порядке.
<a id="p100323"></a>6.1.10.6. После поверки (очередной или внеочередной) на поверочном стенде или на поверочной установке перед установкой ПП на место эксплуатации проводят контроль его работоспособности по воздушной точке в присутствии представителей сдающей и принимающей сторон.
<a id="p100324"></a>Для этого в БИК или в другом приспособленном помещении подают на ПП питание, подключают его к измерительной линии плотности и проводят отсчет выходного сигнала. Температура окружающего воздуха в БИК или в помещении должна быть (20 +/- 5) °C.
<a id="p100325"></a>6.1.10.7. При контроле согласно 6.1.10.6 период колебаний выходного сигнала ПП должен соответствовать указанному в сертификате фирмы-изготовителя с отклонением не более:
<a id="p100326"></a>+/- 0,2 мкс для ПП "Solartron" NT 1762;
<a id="p100327"></a>+/- 0,06 мкс для ПП "Solartron" 7830, 7835; "Sorasota" FD 950, 960.

###### <a id="p100328"></a>6.1.10.8 Градуировку ПП рекомендуется проводить в случаях, если:

<a id="p100329"></a>а) отклонение периода колебаний выходного сигнала превышает пределы, указанные в 6.1.10.7;
<a id="p100330"></a>б) при поверке пределы допускаемой погрешности ПП превышают установленные значения.
<a id="p100331"></a>6.1.10.9. Градуировку поточных ПП проводят на поверочном стенде, поверочной установке или на рабочем месте по действующим методикам с последующей поверкой в установленном порядке.

##### <a id="p100332"></a>6.1.11 Контроль метрологических характеристик поточных ПП

<a id="p100333"></a>6.1.11.1. Контроль МХ поточных ПП рекомендуется проводить не реже одного раза в 10 сут. одним из способов, изложенных ниже. Результаты контроля метрологических характеристик представляют в протоколе контроля МХ ПП, формируемом в АРМ-оператора.
<a id="p100334"></a>При отсутствии или отказе АРМ-оператора протокол следует оформлять вручную.
<a id="p100335"></a>6.1.11.2. При контроле сравнивают результаты измерений ПП с результатами измерений плотности с использованием эталонного плотномера или переносной пикнометрической установки в рабочих условиях (при рабочих значениях плотности, температуры и давлении нефти), которую подключают последовательно к контролируемому ПП.
<a id="p100336"></a>6.1.11.3. При отсутствии эталонного плотномера и переносной пикнометрической установки допускается контроль МХ рабочего ПП проводить по резервному ПП (при его наличии в БИК) при условии, если резервный ПП после последнего контроля его МХ не эксплуатировали в режиме рабочего и результаты контроля МХ были положительными.
<a id="p100337"></a>При этом оба ПП подключают последовательно друг к другу.
<a id="p100338"></a>6.1.11.4. При контроле МХ ПП с использованием эталонного плотномера или резервного ПП проводят не менее трех последовательных измерений. Для каждого измерения должно быть выполнено условие:

<a id="p100339"></a>                 |ро    - ро  | <= ДЕЛЬТА   + ДЕЛЬТА ,                  (9)
                    плi     оi           пл         о

    где:
    ро     -  плотность  нефти,  измеренная  с  помощью рабочего ПП при i-м
      плi
измерении, кг/куб. м;
    ро    - плотность нефти, измеренная с помощью эталонного плотномера или
      оi
резервного ПП при i-м измерении, кг/куб. м;
    ДЕЛЬТА    -  предел  допускаемой  абсолютной  погрешности  рабочего ПП,
          пл
кг/куб. м;
    ДЕЛЬТА    -   предел   допускаемой  абсолютной  погрешности  эталонного
          о
плотномера или резервного МП согласно свидетельству о поверке, кг/куб. м.
<a id="p100340"></a>6.1.11.5. При несоблюдении условия (9) для одного из измерений результат этого измерения из обработки исключают и проводят еще одно дополнительное измерение.
<a id="p100341"></a>6.1.11.6. В случае несоблюдении условия (9) для двух и более измерений и в случае повторного невыполнения условия (9) после дополнительного измерения согласно 6.1.11.5 проводят операции по 6.1.11.13.
<a id="p100342"></a>6.1.11.7. При контроле МХ с использованием переносной пикнометрической установки проводят одно измерение.
<a id="p100343"></a>Должно быть выполнено условие:

<a id="p100344"></a>                 |ро   - ро   | <= ДЕЛЬТА   + ДЕЛЬТА   ,               (10)
                    пл     ппр           пл         ппр

    где:
    ро   - плотность нефти, измеренная с помощью рабочего ПП, кг/куб. м;
      пл
    ро       -   плотность   нефти,   измеренная   с   помощью   переносной
      ппр
пикнометрической установки, кг/куб. м;
    ДЕЛЬТА    -  предел  допускаемой  абсолютной  погрешности  рабочего ПП,
          пл
кг/куб. м;
    ДЕЛЬТА      -  предел  допускаемой  абсолютной  погрешности  переносной
          ппр
пикнометрической установки согласно свидетельству о поверке, кг/куб. м.

###### <a id="p100345"></a>6.1.11.8 При  невозможности  осуществить  контроль  МХ  ПП способами,

изложенными  в  6.1.11.2  и  6.1.11.3,  контроль  МХ  ПП проводят сличением
результата   его  измерений  (ро  ,  кг/куб.  м)  с  результатом  измерения
                                пл
плотности  нефти  с использованием ареометра или лабораторного плотномера и
вычисляют разность плотностей ДЕЛЬТА  , кг/куб. м, по формуле:
                                    ро

<a id="p100346"></a>                      ДЕЛЬТА   = ро    - ро   ,                        (11)
                            ро     плi     лаб

    где  ро     -  значение  плотности,  измеренной с помощью ареометра или
           лаб
лабораторного  плотномера  j-й  точечной  пробы  нефти, отобранной в момент
измерения   ро      с   учетом   систематической   погрешности  метода  (из
              плi
свидетельства  об  аттестации МИ плотности), и приведенное к условиям в БИК
согласно рекомендациям [5], кг/куб. м.

###### <a id="p100347"></a>6.1.11.9 Рекомендуется  проводить  не  менее  трех  последовательных

измерений. Для каждого измерения должно быть выполнено условие:

<a id="p100348"></a>                   |ДЕЛЬТА  | <= ДЕЛЬТА   + ДЕЛЬТА   ,                 (12)
                          ро           пл         мет

    где  ДЕЛЬТА    - погрешность метода измерения плотности нефти с помощью
               мет
ареометра  или  лабораторного плотномера из свидетельства о метрологической
аттестации МИ плотности согласно рекомендациям [5], кг/куб. м.
<a id="p100349"></a>6.1.11.10. При несоблюдении условия (12) для одного из измерений результат этого измерения из обработки исключают и проводят еще одно дополнительное измерение.
<a id="p100350"></a>6.1.11.11. В случае несоблюдении условия (12) для двух и более измерений и в случае повторного невыполнения условия (12) после дополнительного измерения согласно 6.1.11.10 проводят операции по 6.1.11.13.
<a id="p100351"></a>6.1.11.12. При несоблюдении условий (9), (10), (12) выясняют причины: ошибки оператора, несоблюдение условий контроля, неучтенные факторы и т.д.
<a id="p100352"></a>6.1.11.13. Если причины, влияющие на результаты контроля МХ, не установлены, внутреннюю полость измерительной трубки контролируемого ПП промывают, очищают от отложений и механических примесей. Промывку и очистку от отложений рекомендуется проводить без демонтажа ПП. После этого проводят повторный контроль его МХ согласно 6.1.11.3 и 6.1.11.4 или 6.1.11.7 или 6.1.11.8 и 6.1.11.9.
<a id="p100353"></a>6.1.11.14. При повторном невыполнении условий (9), (10), (12) проводят внеочередную поверку поточного ПП.
<a id="p100354"></a>6.1.11.15. В целях анализа технической надежности и стабильности МХ ПП для реализации диагностики метрологических отказов результаты КМХ рекомендуется вносить и сохранять в АРМ-оператора и индицировать на экране монитора в виде графиков (трендов).

##### <a id="p100355"></a>6.1.12 Определение массы нефти при отказах и отключениях поточных ПП

<a id="p100356"></a>6.1.12.1. Порядок перехода на определение плотности нефти в испытательной лаборатории устанавливают в Инструкции по эксплуатации СИКН.
<a id="p100357"></a>Порядок вычисления массы нефти на период отказа или отключения ПП устанавливают в МИ массы нефти или в другом документе, прилагаемом к договору на поставку нефти.

###### <a id="p100358"></a>6.1.12.2 При  отказе рабочего ПП и при отсутствии резервного (или при

отказе обоих ПП) массу нефти за смену М  , т, вычисляют по формуле:
                                       см

                                               -3
<a id="p100359"></a>                        М   = V   х ро     х 10  ,                     (13)
                         см    см     расч

    где:
    V    -  объем  нефти,  измеренный СИКН за смену в рабочих условиях, или
     см
этот же объем, приведенный к стандартным условиям;
    ро       -   расчетное   значение  плотности  нефти,  используемое  для
      расч
вычисления массы нефти за смену, кг/куб. м.

###### <a id="p100360"></a>6.1.12.3 Определение расчетного значения плотности нефти (ро    ):

                                                                 расч
<a id="p100361"></a>а) При отборе среднесменной пробы нефти автоматическим пробоотборником
<a id="p100362"></a>Измеряют плотность нефти среднесменной пробы с использованием ареометра или лабораторного плотномера, на результат измерения вводят поправку согласно свидетельству о метрологической аттестации соответствующей МИ плотности, полученное значение плотности приводят или к условиям измерения объема нефти за смену согласно рекомендациям [5], или к стандартным условиям.
<a id="p100363"></a>б) При отказе или отсутствии автоматического пробоотборника
1) <a id="p100364"></a>Каждые два часа проводят отбор точечной пробы нефти. Измеряют плотность нефти точечной пробы с использованием ареометра или лабораторного плотномера, на результат измерения вводят поправку согласно свидетельству о метрологической аттестации соответствующей МИ плотности, полученное значение плотности приводят или к условиям измерения объема нефти за смену согласно рекомендациям [5], или к стандартным условиям.
    2)  <a id="p100365"></a>При  равномерном  режиме  перекачки (откачки) нефти в течение смены
расчетное значение плотности нефти ро    , кг/куб. м, вычисляют по формуле:
                                     расч

                                       n
                                      SUM ро
                                      i=1   i
<a id="p100366"></a>                            ро     = --------,                         (14)
                              расч      n

    где:
    ро   - значение плотности  i-й  точечной пробы в течение смены согласно
      i
6.1.12.3, перечисление "б", 1), кг/куб. м;
    n - число точечных проб нефти в течение смены.
    3)  <a id="p100367"></a>При  неравномерном режиме перекачки (откачки) нефти в течение смены
расчетное значение плотности нефти ро    , кг/куб. м, вычисляют по формуле:
                                     расч

                                  n
                                 SUM ДЕЛЬТА V  ро
                                 i=1         i   i
<a id="p100368"></a>                        ро     = -----------------,                    (15)
                          расч      n
                                   SUM ДЕЛЬТА V
                                   i=1         i

    где:
    ДЕЛЬТА V  - приращение объема перекачанной (откачанной) нефти за период
            i
между двумя последовательными отборами точечных проб, куб. м;
    ро   -  значение  плотности i-й точечной пробы в течение смены согласно
      i
6.1.12.3, перечисление "б", 1), кг/куб. м.
<a id="p100369"></a>*Примечание* - Режим перекачки (откачки) в течение смены считают неравномерным, если объемы перекачки или откачки в кубических метрах за два последовательных периода различаются на 10% и более (период - 2 ч).


###### <a id="p100370"></a>6.1.12.4 Массу нефти, перекачанной (откачанной) в течение суток, М   ,

                                                                       сут
т, вычисляют как сумму масс нефти, вычисленных за каждую смену, по формуле:

                                      n
<a id="p100371"></a>                              М    = SUM М  ,                          (16)
                               сут   i=1  см

<a id="p100372"></a>где n - число смен в течение суток.
<a id="p100373"></a>6.1.12.5. Вычисление массы нефти за смену и за сутки при отказе обоих ПП допускается выполнять в СОИ или АРМ-оператора вводом с клавиатуры расчетных значений плотности нефти при наличии в СОИ или АРМ-оператора соответствующих алгоритмов вычислений.
<a id="p100374"></a>6.1.12.6. Эксплуатация СИКН без поточного ПП допускается в течение двух месяцев (не более). В течение указанного периода владелец СИКН принимает меры по восстановлению вышедшего из строя поточного ПП или замене его исправным.


#### <a id="p100375"></a>6.2. Измерение массы нефти прямым методом динамических измерений


<a id="p100376"></a>6.2.1. Рекомендуемый состав СИКН для измерения массы нефти прямым методом динамических измерений приведен в таблице 2.

<a id="p100377"></a>Таблица 2


<table>
<colgroup><col width="42%"><col width="20%"><col width="38%"></colgroup>
<tr><td>Наименование СИ и оборудования, входящих в состав СИКН</td><td>Пределы допускаемой погрешности СИ</td><td>Примечание</td></tr>
<tr><td colspan="3">1. Основные СИ и оборудование, устанавливаемые в технологической части СИКН</td></tr>
<tr><td colspan="3">1.1. Измерительные линии</td></tr>
<tr><td>1.1.1. Массомер основной и резервный</td><td>+/- 0,25% &lt;1&gt;</td><td></td></tr>
<tr><td>1.1.2. Массомер контрольный</td><td>+/- 0,20% &lt;2&gt;</td><td>При наличии по проекту</td></tr>
<tr><td>1.1.3. Преобразователи давления</td><td>+/- 0,5% &lt;3&gt;</td><td></td></tr>
<tr><td>1.1.4. Преобразователи перепада давления (дифманометры) и манометры на фильтрах</td><td>+/- 2,5% &lt;3&gt;</td><td>Для контроля загрязненности фильтров</td></tr>
<tr><td>1.1.5. Манометры</td><td>+ 0,6% &lt;3&gt;</td><td></td></tr>
<tr><td>1.1.6. Преобразователи температуры в комплекте с термосопротивлениями (сенсорами) класса А</td><td>+ 0,2 °C &lt;4&gt;</td><td></td></tr>
<tr><td>1.1.7. Термометры стеклянные</td><td>+/- 0,2 °C &lt;4&gt;</td><td>Цена деления 0,1 °C</td></tr>
<tr><td>1.1.8. Фильтры</td><td></td><td>При наличии в составе СИКН отдельного блока фильтров фильтр на ИЛ не устанавливают</td></tr>
<tr><td>1.1.9. Задвижки или шаровые краны (запорная арматура) электроприводные, в том числе с гарантированным перекрытием потока и оборудованные устройствами контроля герметичности</td><td></td><td>Только та запорная арматура, негерметичность которой влияет на достоверность результатов измерений при учетных операциях, при поверках и КМХ массомеров</td></tr>
<tr><td>1.1.10. Регулятор расхода</td><td></td><td>При наличии по проекту</td></tr>
<tr><td>1.1.11. Пробозаборное устройство (устанавливаемое на коллекторе СИКН)</td><td></td><td>Согласно ГОСТ 2517</td></tr>
<tr><td>1.1.12. Регулятор давления на выходе СИКН</td><td></td><td>При наличии по проекту</td></tr>
<tr><td>1.2. БИК</td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>1.2.1. ПП поточный</td><td>+/- 0,36 кг/куб. м &lt;4&gt;</td><td></td></tr>
<tr><td>1.2.2. Преобразователь давления</td><td>+/- 0,5% &lt;3&gt;</td><td></td></tr>
<tr><td>1.2.3. Манометры</td><td>+/- 0,6% &lt;3&gt;</td><td></td></tr>
<tr><td>1.2.4. Термометры стеклянные</td><td>+/- 0,2 °C &lt;3&gt;</td><td>Цена деления 0,1 °C</td></tr>
<tr><td>1.2.5. Преобразователи температуры в комплекте с термосопротивлениями (сенсорами) класса А</td><td>+/- 0,2 °C &lt;4&gt;</td><td></td></tr>
<tr><td>1.2.6. Расходомер</td><td>+/- 5,0% &lt;1&gt;</td><td></td></tr>
<tr><td>1.2.7. Пробоотборник автоматический (основной и резервный) с диспергатором</td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>1.2.8. Пробоотборное устройство для ручного отбора пробы с диспергатором</td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>1.2.9. Регулятор расхода &lt;5&gt;</td><td></td><td>На вновь строящихся и реконструируемых СИКН и при наличии по проекту</td></tr>
<tr><td>1.2.10. Циркуляционный насос</td><td></td><td>При обеспечении необходимого расхода в БИК допускается применение безнасосной схемы</td></tr>
<tr><td colspan="3">2. Основные СИ и оборудование, устанавливаемые вне технологической части СИКН</td></tr>
<tr><td>2.1. СОИ</td><td>+/- 0,05% &lt;2&gt;</td><td></td></tr>
<tr><td>2.2. Вторичная аппаратура массомера</td><td>+/- 0,05% &lt;2&gt;</td><td></td></tr>
<tr><td>2.3. АРМ-оператора</td><td></td><td>На вновь строящихся и реконструируемых СИКН и при наличии по проекту</td></tr>
<tr><td>2.4. Стационарная поверочная установка</td><td>1-го или 2-го разряда</td><td></td></tr>
<tr><td colspan="3">3. Дополнительные СИ и оборудование</td></tr>
<tr><td>3.1. Преобразователь влагосодержания поточный (основной и резервный) в БИК</td><td>+/- 0,1% &lt;4&gt;</td><td>При наличии по проекту</td></tr>
<tr><td>3.2. Преобразователь серосодержания поточный в БИК с диапазонами измерений:</td><td></td><td>При наличии по проекту</td></tr>
<tr><td>- от 0% до 0,6%</td><td>+/- 0,02% &lt;4&gt;</td><td></td></tr>
<tr><td>- от 0,1% до 1,8%</td><td>+/- 0,06% &lt;4&gt;</td><td></td></tr>
<tr><td>- св. 1,8% до 5,0%</td><td>+/- 0,18% &lt;4&gt;</td><td></td></tr>
<tr><td>3.3. Термостатирующий цилиндр в БИК</td><td></td><td>При наличии по проекту</td></tr>
<tr><td>3.4. Промывочный насос в БИК</td><td></td><td>При наличии по проекту</td></tr>
<tr><td>3.5. Газосигнализатор в БИК</td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>3.6. Датчик пожара в БИК</td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>3.7. Вентилятор вытяжной в БИК</td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>3.8. Нагреватель электрический с терморегулятором в БИК</td><td></td><td></td></tr>
<tr><td colspan="3">&lt;1&gt; Пределы допускаемой относительной погрешности в диапазоне расходов. &lt;2&gt; Пределы допускаемой относительной погрешности в точке расхода. &lt;3&gt; Пределы допускаемой приведенной погрешности. &lt;4&gt; Пределы допускаемой абсолютной погрешности. &lt;5&gt; При применении частотного регулятора числа оборотов циркуляционного насоса регулятор расхода в БИК не устанавливают.</td></tr>
</table>


<a id="p100426"></a>6.2.2. В процессе эксплуатации рекомендуется контролировать смещение нуля массомера в соответствии с техническим описанием на массомер конкретного типа.
<a id="p100427"></a>6.2.3. Первичную и периодическую поверки массомеров проводят на месте эксплуатации с помощью объемных ПУ (стационарных и передвижных) и поточных ПП или передвижных массомерных установок.
<a id="p100428"></a>6.2.4. Контроль МХ массомеров проводят с использованием любого средства поверки согласно 6.2.3 или контрольного массомера.
<a id="p100429"></a>6.2.5. Контроль МХ массомеров проводят не реже одного раза в месяц по следующей методике.
<a id="p100430"></a>При любом значении расхода из рабочего диапазона массомера одновременно проводят измерения массы нефти с использованием контролируемого массомера и одного из средств измерений согласно 6.2.4, которые подключают последовательно друг с другом. При контроле проводят не менее трех последовательных измерений.
<a id="p100431"></a>Примечания:
1. <a id="p100432"></a>При контроле МХ с использованием комплекта объемного ПУ и поточного ПП плотность нефти, измеренную с помощью поточного ПП, приводят к условиям измерения объема нефти с помощью поверочной установки согласно рекомендациям [5].
2. <a id="p100433"></a>При контроле МХ с помощью контрольного массомера значение массы, измеренной с помощью рабочего массомера за одно измерение (в тоннах), должно быть не менее 5% значения расхода контролируемой точки.

<a id="p100434"></a>    6.2.6.   Относительное   отклонение   результатов   измерений  массы  с
использованием  контролируемого массомера для каждого измерения дельта , %,
                                                                      i
вычисляют по формуле:

                                     М  - М
                                      i    конт
<a id="p100435"></a>                           дельта  = ----------,                       (17)
                                 i     М
                                        конт

    где:
    М    -  масса  нефти,  измеренная  контролируемым  массомером  при  i-м
     i
измерении, т;
    М       -  масса  нефти,  измеренная  контрольным  средством  измерений
     конт
согласно 6.2.4 при i-м измерении, т.

##### <a id="p100436"></a>6.2.7 Абсолютное  значение  относительного отклонения (дельта , %) по

                                                                   i
результатам контроля МХ для каждого измерения не должно превышать 0,25%.
<a id="p100437"></a>6.2.8. При несоблюдении условия 6.2.7 для одного из измерений результат этого измерения из обработки исключают и проводят еще одно дополнительное измерение.
<a id="p100438"></a>6.2.9. При несоблюдении условия 6.2.7 для двух измерений и в случае повторного невыполнения условия 6.2.7 после дополнительного измерения согласно 6.2.8 принимают меры по выяснению и установлению причин, вызвавших несоблюдение условия, и проводят повторный контроль МХ массомера.
<a id="p100439"></a>В случае повторного невыполнения условия 6.2.7 проводят внеочередную поверку массомера.
<a id="p100440"></a>6.2.10. В случае эксплуатации массомера в диапазоне расходов от 10% до 90% максимального значения его предела измерений (пропускной способности, т/ч) контроль МХ рекомендуется проводить при минимальном и максимальном расходах рабочего диапазона.
<a id="p100441"></a>Необходимость проведения контроля МХ массомера при минимальном и максимальном расходах определяют в Инструкции по эксплуатации СИКН.


#### <a id="p100442"></a>6.3. Основные рекомендации по монтажу, эксплуатации и обслуживанию преобразователей давления и температуры



##### <a id="p100443"></a>6.3.1 При монтаже преобразователей давления принимают следующие меры:

<a id="p100444"></a>6.3.1.1. Обеспечивают исключение замерзаний нефти в импульсных трубках при отрицательных температурах окружающей среды: преобразователи устанавливают выше точки отбора.
<a id="p100445"></a>6.3.1.2. Импульсные трубки прокладывают таким образом, чтобы обеспечить полное стекание нефти из импульсных трубок в нефтепровод при выводе измерительной линии или СИКН в целом из работы, при необходимости применяют разделительные сосуды, заполненные незамерзающей жидкостью.
<a id="p100446"></a>6.3.1.3. Предусматривают возможность стравливания воздушных (газовых) "пробок" из измерительных камер преобразователей при включении в работу измерительной линии или СИКН в целом после плановых или внеплановых остановок.
<a id="p100447"></a>6.3.2. Эксплуатацию и техническое обслуживание преобразователей давления и температуры проводят в строгом соответствии с требованиями, установленными инструкциями заводов-изготовителей.
<a id="p100448"></a>6.3.3. После вывода измерительной линии или СИКН в целом из работы при отрицательных температурах окружающей среды оперативный персонал проводит контроль опорожнения (при необходимости проводит опорожнение) импульсных трубок, если преобразователь давления с точкой отбора давления обвязан без разделительного сосуда. При включении в работу измерительной линии или СИКН в целом оперативный персонал проводит стравливание воздушных (газовых) "пробок" из измерительных камер преобразователей давления.
<a id="p100449"></a>6.3.4. Оперативный персонал не менее одного раза в месяц (при отключенной из работы измерительной линии или СИКН в целом) проводит контроль наличия масла в термокарманах для преобразователей температуры.
<a id="p100450"></a>6.3.5. В межповерочном интервале преобразователей давления и температуры периодический контроль их метрологических характеристик не проводят.
<a id="p100451"></a>*Примечание* - Факторы, влияющие на МХ ПР и поточных преобразователей качества нефти (изменение вязкости, плотности нефти, кристаллизация парафина при низких температурах нефти, попадание грубых посторонних включений в нефть), не вызывают изменения МХ преобразователей давления и температуры.


#### <a id="p100452"></a>6.4. Вычисление массы нетто нефти



##### <a id="p100453"></a>6.4.1 Массу  нетто нефти М , т, вычисляют как разность массы нефти М,

                                н
т, и массы балласта по формуле:

                                      W  + W    + W
                                       в    м.п    х.с
<a id="p100454"></a>                  М  = М - m = М (1 - ----------------),               (18)
                   н                        100

    где:
    m - масса балласта, т;
    W  - массовая доля воды в нефти, %;
     в
    W    - массовая доля механических примесей в нефти, %;
     м.п
    W     -  массовая  доля  хлористых  солей  в  нефти,  %, вычисленная по
     х.с
формуле:

                                        фи
                                          х.с
<a id="p100455"></a>                             W    = 0,1 -----,                         (19)
                              х.с        ро
                                           н

    где:
    фи    - массовая концентрация хлористых солей в нефти, мг/куб. дм;
      х.с
    ро  - плотность нефти при условиях измерения объема нефти, кг/куб. м.
      н
<a id="p100456"></a>    Если  определяют объемную долю воды в нефти, то массовую долю вычисляют
по формуле:

                                 фи  х ро
                                   в     дист
<a id="p100457"></a>                            W  = ------------,                         (20)
                             в       ро
                                       н

    где:
    фи  - объемная доля воды в нефти, %;
      в
    ро      -  плотность  дистиллированной воды при температуре определения
      дист
объема нефти, кг/куб. м.
<a id="p100458"></a>6.4.2. Определение содержания балласта в нефти проводят в испытательной лаборатории с использованием проб, отбираемых автоматическими пробоотборниками или вручную в соответствии с ГОСТ 2517.
<a id="p100459"></a>6.4.3. При наличии на СИКН поточных анализаторов качества нефти (преобразователей влагосодержания, хлористых солей) определение содержания балласта допускается проводить с их применением согласно аттестованным в установленном порядке МИ. В этом случае в Инструкции по эксплуатации СИКН определяют порядок поверки и контроля МХ поточных преобразователей.


### 7. <a id="p100460"></a>Оформление результатов измерений



#### <a id="p100461"></a>7.1. Общие требования


<a id="p100462"></a>7.1.1. Каждые два часа или через интервалы времени, установленные в договорах на поставку нефти, автоматически формируют и регистрируют результаты измерений в журнале регистрации показаний средств измерений СИКН; форма журнала приведена в Приложении Д.

##### <a id="p100463"></a>7.1.2 При измерении массы нефти косвенным методом динамических измерений регистрируют результаты измерений:

- <a id="p100464"></a>объемов нефти в кубических метрах (куб. м), измеренных с использованием каждого рабочего ПР и всей СИКН в рабочих условиях и приведенных к стандартным условиям;
- <a id="p100465"></a>плотности нефти в килограммах на кубический метр (кг/куб. м), измеренной с использованием поточного плотномера, приведенной к условиям измерений объема и к стандартным условиям;
- <a id="p100466"></a>массы нефти в тоннах (т), измеренной с использованием каждого рабочего ПР и всей СИКН.
<a id="p100467"></a>7.1.3. При измерении массы нефти прямым методом динамических измерений регистрируют результаты измерений (автоматически):
- <a id="p100468"></a>массы нефти в тоннах (т), измеренной с использованием каждого рабочего массомера и всей СИКН.
<a id="p100469"></a>7.1.4. До оснащения СИКН АРМ-оператора или при его отказе результаты измерений в журнале регистрации показаний средств измерений СИКН регистрируют вручную, считывая показания с дисплея СОИ (или сумматора) или электромеханических счетчиков.
<a id="p100470"></a>7.1.5. Результаты измерений (определения) качественных показателей нефти формируют автоматически в АРМ-оператора или вручную в виде Паспорта качества нефти. Для формирования в АРМ-оператора Паспорта качества нефти результаты измерений качественных показателей нефти вводят с клавиатуры.
<a id="p100471"></a>В случае использования поточных анализаторов качества нефти результаты измерений используют в вычислении массы нетто нефти и выводят на печатающее устройство с интервалом выдачи распечаток, установленным сдающей и принимающей сторонами.
<a id="p100472"></a>7.1.6. На основании результатов измерений рекомендуется оформлять акт приема-сдачи нефти (сдача по СИКН) автоматически в СОИ или АРМ-оператора с выводом на печатающее устройство. Формы акта приема-сдачи нефти приведены в Приложении Е.
<a id="p100473"></a>До оснащения СОИ или АРМ-оператора соответствующим алгоритмом или при их отказе акт приема-сдачи нефти оформляют вручную. Формы акта приема-сдачи нефти приведены в Приложении Ж.
<a id="p100474"></a>Акты приема-сдачи нефти оформляют для партии и для валовых объемов нефти.
<a id="p100475"></a>Паспорта качества нефти оформляют каждую смену. Формы паспортов качества приведены в Приложении И.
<a id="p100476"></a>7.1.7. Документы согласно 7.1.5, 7.1.6, оформленные как вручную, так и автоматически, представляют собой основные отчетные документы при приеме-сдаче нефти.
<a id="p100477"></a>Сформированные автоматически документы согласно 7.1.5 и 7.1.6 хранят в архиве СОИ или АРМ-оператора. Сроки хранения документов определяют в ТЗ на разработку программного обеспечения СОИ или АРМ-оператора, согласованном сдающей и принимающей сторонами.
<a id="p100478"></a>7.1.8. Должностных лиц, ответственных за прием-сдачу нефти, рекомендуется назначать приказами руководителей сдающей и принимающей сторон. Оформление и подписание приемосдаточных документов ответственными лицами за прием-сдачу нефти рекомендуется проводить на основании доверенностей, оформленных на них руководителями сдающей и принимающей сторон соответственно.
<a id="p100479"></a>7.1.9. Образцы подписей ответственных лиц за прием-сдачу нефти рекомендуется хранить на ПСП и в бухгалтериях сдающей и принимающей сторон.


#### <a id="p100480"></a>7.2. Оформление (заполнение) паспортов качества нефти


<a id="p100481"></a>В паспорта качества нефти рекомендуется записывать:
<a id="p100482"></a>7.2.1. Средневзвешенные значения температуры, давления и плотности нефти соответственно при условиях измерения объема за смену.
<a id="p100483"></a>Примечания:
1. <a id="p100484"></a>Средневзвешенные значения указанных параметров вычисляют автоматически в СОИ или АРМ-оператора при наличии соответствующих алгоритмов. При отсутствии алгоритмов вычисления средневзвешенных значений проводят вручную по значениям приращений объема нефти в кубических метрах (куб. м) за каждые 2 ч.
2. <a id="p100485"></a>При отказе или при отсутствии поточных ПИ в испытательной лаборатории измеряют плотность нефти, используя ареометр или лабораторный плотномер, на результат измерения вводят поправку согласно свидетельству о метрологической аттестации соответствующей МИ плотности. Полученное значение плотности приводят к средневзвешенным значениям температуры и давления в условиях измерения объема нефти за смену согласно рекомендациям [5].

<a id="p100486"></a>7.2.2. Средневзвешенные значения плотности нефти при температуре 20 °C и 15 °C соответственно за смену.
<a id="p100487"></a>Примечания:
1. <a id="p100488"></a>Средневзвешенные значения плотности при указанных значениях температуры вычисляют автоматически в СОИ или АРМ-оператора согласно алгоритму: мгновенные значения плотности, измеренные поточным ПП, приводят к 20 °C и 15 °C соответственно, по приведенным значениям вычисляют средневзвешенные значения.
2. <a id="p100489"></a>При отказе или при отсутствии поточных ПП в испытательной лаборатории измеряют плотность нефти с использованием ареометра или лабораторного плотномера, на результат измерения вводят поправку согласно свидетельству о метрологической аттестации соответствующей МИ плотности, полученное значение плотности приводят к 20 °C и 15 °C соответственно.

<a id="p100490"></a>7.2.3. Результаты испытаний, определенные в испытательной лаборатории согласно методам и с периодичностью, установленными национальным стандартом [2].


#### <a id="p100491"></a>7.3. Рекомендации по оформлению (заполнению) актов приема-сдачи нефти


<a id="p100492"></a>7.3.1. В головке таблицы в графах "дата, смена" записывают дату и номера смен.

##### <a id="p100493"></a>7.3.2 Для каждой смены записывают значения показателей, перечисленных в графе "показатели" таблицы:

- <a id="p100494"></a>нарастающие значения результатов измерений объема в кубических метрах (куб. м) и массы в тоннах (т) нефти СИКН (зарегистрированные СОИ или ВА) на начало и конец смены соответственно;
- <a id="p100495"></a>значение объема (куб. м) и массы (т) нефти, принятой (сданной) в течение смены, как разность нарастающих значений результатов измерений объема (куб. м) и массы (т) нефти СИКН на начало и конец смены соответственно;
- <a id="p100496"></a>средневзвешенные значения температуры в градусах Цельсия (°C), давления в мегапаскалях (МПа) и плотности нефти в килограммах на кубический метр (кг/куб. м), приведенные к условиям измерения объема;
- <a id="p100497"></a>поправку на плотность (только при отказе поточных ПП) - из свидетельства о метрологической аттестации соответствующей МИ плотности (кг/куб. м);
- <a id="p100498"></a>значение массовой доли в процентах балласта всего и составляющих балласта (воды, механических примесей), массовой концентрации хлористых солей (мг/куб. дм) из паспорта качества;
- <a id="p100499"></a>значение массовой доли в процентах хлористых солей, вычисленное согласно формуле (19);
- <a id="p100500"></a>значение массовой доли серы в процентах (%) из паспорта качества;
- <a id="p100501"></a>значение массы балласта m, т, вычисленное по формуле:

                                W  + W    + W
                                 в    м.п    х.с
<a id="p100502"></a>                          m = М ----------------;                      (21)
                                      100

- <a id="p100503"></a>значение массы нетто нефти, вычисленное согласно формуле (18).
<a id="p100504"></a>7.3.3. Под таблицей записывают значение массы нефти нетто (прописью) как сумму масс нетто нефти за каждую смену.





<div align="right">

<a id="p100505"></a>Приложение А

</div>

(рекомендуемое)

<div align="center">

<a id="p100506"></a>**ФОРМА**<br>
**ИНСТРУКЦИИ ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ СИСТЕМЫ ИЗМЕРЕНИЙ**<br>
**КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ**

</div>


            УТВЕРЖДАЮ                                 УТВЕРЖДАЮ
Руководитель предприятия -                Руководитель предприятия -
сдающей стороны                           принимающей стороны
_________________________________         _________________________________
"__" ____________________ 20__ г.         "__" ____________________ 20__ г.

<a id="p100507"></a>                                ИНСТРУКЦИЯ
               ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ СИСТЕМЫ ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА
                   И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ N ______



            СОГЛАСОВАНО
Руководитель организации, проводящей
техническое обслуживание
_________________________________
"__" ____________________ 20__ г.

<a id="p100508"></a>В Инструкцию по эксплуатации СИКН N _________ рекомендуется включать следующие разделы:
1. <a id="p100509"></a>Введение.
2. <a id="p100510"></a>Общие сведения.
3. <a id="p100511"></a>Указания мер безопасности.
4. <a id="p100512"></a>Порядок эксплуатации СИКН.
5. <a id="p100513"></a>Обеспечение единства измерений и пломбирование средств измерений, входящих в СИКН.
6. <a id="p100514"></a>Техническое обслуживание.
7. <a id="p100515"></a>Эксплуатация и использование АРМ-оператора.
8. <a id="p100516"></a>Прекращение ведения учетных операций по СИКН.
9. <a id="p100517"></a>Приложение "Перечень документов, обязательных к наличию на СИКН".

1. <a id="p100518"></a>В разделе "Введение" указывают:
<a id="p100519"></a>Назначение и область применения инструкции (номер и местонахождение СИКН, на которую распространяется данная инструкция).
2. <a id="p100520"></a>В разделе "Общие сведения" приводят:

#### <a id="p100521"></a>2.1 Назначение и состав СИКН.


##### <a id="p100522"></a>2.1.1 Назначение СИКН.


##### <a id="p100523"></a>2.1.2 Состав СИКН.


###### <a id="p100524"></a>2.1.2.1 Основные средства измерений и оборудование.

<a id="p100525"></a>2.1.3. Рабочие эталоны (ПУ, эталонный плотномер, калибраторы давления и температуры и т.д., если они имеются у владельца СИКН или у сервисной организации).

##### <a id="p100526"></a>2.1.4 Порядок взаимодействия с испытательной лабораторией.

<a id="p100527"></a>2.1.5. Порядок взаимодействия с организацией, проводящей техническое обслуживание СИКН и ПУ.

#### <a id="p100528"></a>2.2 Схемы СИКН.

<a id="p100529"></a>2.2.1. Технологическую схему СИКН и технологический режим перекачки нефти через СИКН, номера задвижек и дренажных вентилей, которые должны быть проверены на герметичность и опломбированы (указать, какой стороной - принимающей или сдающей).

##### <a id="p100530"></a>2.2.2 Структурную схему СИКН.


##### <a id="p100531"></a>2.2.3 Структурную схему СОИ.

<a id="p100532"></a>2.2.4. Резервную схему учета нефти, технологические номера резервуаров, которые служат средством измерений для резервной схемы учета, номера задвижек, которые должны быть проверены на герметичность и опломбированы (следует указать, какой стороной - принимающей или сдающей).
3. <a id="p100533"></a>В разделе "Указания мер безопасности" приводят правила безопасности, которые должен соблюдать оперативный персонал как во время подготовки СИКН к работе, так и при ее эксплуатации.
4. <a id="p100534"></a>В разделе "Порядок эксплуатации СИКН" указывают:
<a id="p100535"></a>4.1. Порядок включения СИКН в эксплуатацию, порядок включения в работу оборудования БИК (поточных преобразователей, автоматических пробоотборников, настройку пробоотборников в зависимости от объема откачки за смену или за партию и т.д.).
<a id="p100536"></a>4.2. Способ, периодичность отбора проб нефти, место, виды и периодичность проведения испытаний проб нефти. Порядок отбора арбитражных проб, время и место их хранения, место проведения.
<a id="p100537"></a>4.3. Перечень контролируемых параметров, порядок и периодичность их контроля.
<a id="p100538"></a>4.4. Порядок включения в работу поверочного устройства, обязанности и действия оперативного персонала при этом.
<a id="p100539"></a>4.5. Последовательность переключения задвижек и вентилей (кранов) для выполнения поверки ПР, поточных ПП, ПУ и КМХ ПР, порядок регулирования технологических параметров.
<a id="p100540"></a>4.6. Номера задвижек и вентилей (кранов), которые должны быть проверены на герметичность при проведении поверок ПР, ПУ и КМХ ПР, и порядок проверки.
<a id="p100541"></a>4.7. Порядок ведения учетных операций во время выполнения поверки и КМХ какого-либо рабочего ПР.
<a id="p100542"></a>4.8. Порядок записи или регистрации параметров, результатов измерений и ведения технической документации на СИКН (журнала регистрации показаний средств измерений СИКН, оперативного журнала и др.).
<a id="p100543"></a>*Примечание* - При оснащении СИКН СОИ или АРМ-оператора, в функцию которых входит автоматическое формирование журналов, вести оператору дополнительные журналы не обязательно. В этом случае журналы хранят на жестком диске ЭВМ или в специальных папках в виде распечаток.


#### <a id="p100544"></a>4.9 При нарушении условий эксплуатации СИКН указывают:

<a id="p100545"></a>4.9.1. Случаи, при которых операторы СИКН должны отключить рабочую измерительную линию и включить резервную в соответствии с Приложением В настоящих рекомендаций, порядок действий операторов при переходе на резервную линию (операции перехода, проверка герметичности задвижек на отключенной линии, сообщение диспетчерской службе и запись в эксплуатационном журнале).
<a id="p100546"></a>4.9.2. Перечень ситуаций, при которых продолжается эксплуатация СИКН с одновременным ремонтом (заменой) отдельных элементов в соответствии с Приложением В настоящих рекомендаций, порядок действий операторов.
<a id="p100547"></a>4.9.3. Перечень ситуаций, при которых СИКН должна быть отключена и должен быть осуществлен переход на резервную схему учета нефти согласно Приложению В настоящих рекомендаций, порядок действий операторов при данных ситуациях.
<a id="p100548"></a>Порядок операций, действия оперативного персонала при отключении СИКН и переходе на резервную схему учета.

##### <a id="p100549"></a>4.9.4 Порядок учета нефти за время перехода на резервную схему учета.

5. <a id="p100550"></a>В разделе "Обеспечение единства измерений и пломбирование средств измерений и оборудования СИКН" указывают:
<a id="p100551"></a>5.1. Наименование нормативных документов по поверке средств измерений, входящих в состав СИКН.

#### <a id="p100552"></a>5.2 Способ (вид) реализации в СОИ градуировочной характеристики ПР.

<a id="p100553"></a>5.3. Порядок ввода в СОИ коэффициентов преобразования ПР, постоянных и коэффициентов поточных преобразователей, ПУ.
<a id="p100554"></a>5.4. Порядок доступа в СОИ (АРМ-оператора) для изменения коэффициентов преобразования ПР, постоянных и коэффициентов поточных преобразователей, ПУ (пароли).
<a id="p100555"></a>5.5. Места установки пломб с оттисками поверительных и ведомственных (обслуживающей организации) клейм и оттисков клейм на средствах измерений и оттисков клейм сдающей или принимающей стороны на оборудовании СИКН.
<a id="p100556"></a>5.6. Действия оперативного персонала при обнаружении повреждений пломб или оттисков клейм на средствах измерений и оборудовании, входящих в состав СИКН.
<a id="p100557"></a>5.7. Порядок хранения паролей оперативного персонала сдающей и принимающей сторон, представителя национального органа по стандартизации, администратора сервисной организации.
6. <a id="p100558"></a>В разделе "Техническое обслуживание" указывают:
<a id="p100559"></a>6.1. Сроки контроля метрологических характеристик средств измерений в соответствии с 6.1.8, 6.1.11, 6.2.4, 6.2.5 и 6.2.6 настоящих рекомендаций.
<a id="p100560"></a>6.2. Порядок действий оперативного персонала СИКН по поддержанию расхода через работающие измерительные линии в пределах рабочего диапазона.
<a id="p100561"></a>6.3. Порядок действий оперативного персонала по поддержанию давления на выходе СИКН в пределах нормируемого значения.
<a id="p100562"></a>6.4. Случаи проведения контроля метрологических характеристик средств измерений, не предусмотренные утвержденными графиками (по письменному заявлению одной из сторон, после включения резервных ПР в постоянную работу и т.п.).

#### <a id="p100563"></a>6.5 Сроки ревизии и чистки фильтров.


#### <a id="p100564"></a>6.6 Сроки ревизии и осмотров пробозаборного устройства.

<a id="p100565"></a>6.7. Сроки ревизии и технического обслуживания запорной арматуры и другого технологического оборудования, установленного на СИКН и ПУ.
<a id="p100566"></a>6.8. Сроки ревизии и технического обслуживания электрического оборудования, установленного на СИКН и на ПУ.
<a id="p100567"></a>6.9. Требования к квалификации и составу обслуживающего персонала СИКН.
7. <a id="p100568"></a>В разделе "Эксплуатация и использование АРМ-оператора" приводят:
<a id="p100569"></a>7.1. Подробную инструкцию по эксплуатации и использованию АРМ-оператора для оперативного персонала СИКН (ПСП), разработанную и утвержденную разработчиком программного обеспечения АРМ-оператора.
8. <a id="p100570"></a>В разделе "Прекращение ведения учетных операций по СИКН" приводят:
<a id="p100571"></a>8.1. Порядок действий оперативного персонала по прекращению ведения учетных операций по СИКН в случае поступления на СИКН некондиционной нефти согласно Приложению В к настоящим рекомендациям.
<a id="p100572"></a>8.2. Действия оперативного персонала после прекращения ведения учетных операций по текущему контролю (оцениванию) показателей качества нефти в случае некондиционной нефти.
<a id="p100573"></a>8.3. Действия оперативного персонала при полном отказе основной схемы учета (СИКН).
<a id="p100574"></a>8.4. Порядок действий оперативного персонала по возобновлению учетных операций.
9. <a id="p100575"></a>В приложении "Перечень документов, обязательных к наличию на СИКН" приводят перечень эксплуатационных документов, журналов, актов, протоколов, свидетельств, инструкций и т.д., необходимых к наличию на СИКН.





<div align="right">

<a id="p100576"></a>Приложение Б

</div>

(рекомендуемое)

<a id="p100577"></a>**РАСЧЕТ РАСХОДА НЕФТИ ЧЕРЕЗ ПРОБОЗАБОРНОЕ УСТРОЙСТВО**

<a id="p100578"></a>Расчет расхода нефти через пробозаборное устройство выполняют в соответствии с ГОСТ 2517 (пункт 2.13.1.2), устанавливающим требование о равенстве скорости жидкости на входе в пробозаборное устройство и линейной скорости жидкости в трубопроводе в месте отбора проб в том же направлении (условие изокинетичности пробоотбора).
<a id="p100579"></a>Значение расхода нефти на входе в пробозаборное устройство и в трубопроводе БИК рассчитывают по формуле:

                                        S
                                         ПЗУ
<a id="p100580"></a>                             Q    = Q   ----,                         (Б.1)
                              ПЗУ    тр S
                                         тр

    где:
    Q    - расход на входе в пробозаборное устройство, куб. м/ч;
     ПЗУ
    Q   - расход в трубопроводе в месте отбора проб, куб. м/ч;
     тр
    S     - площадь входного поперечного сечения пробозаборного устройства,
     ПЗУ
кв. мм;
    S   - площадь поперечного сечения трубопровода, кв. мм.
     тр
<a id="p100581"></a>    Примечание  -  Фактическое  значение  расхода  Q     согласно ГОСТ 2517
                                                    ПЗУ
(пункт  2.13.1.3)  может отличаться от рассчитанного по формуле (Б.1) в два
раза в большую или меньшую сторону.

<a id="p100582"></a>    Примеры:
    1.  <a id="p100583"></a>Определяют  расход  нефти  через  пробозаборное  устройство из трех
трубок  диаметром  d  = 15 мм, установленное на трубопроводе диаметром Ду =
200 мм, при среднем объеме перекачки Q   = 600 куб. м/ч.
                                      тр

                                2
<a id="p100584"></a>                     S   = пи Ду  / 4 = 31416 кв. мм;
                      тр

                                  2
<a id="p100585"></a>                     S    = 3 пи d  / 4 = 530 кв. мм;
                      ПЗУ

<a id="p100586"></a>               Q    = 600 х (530 / 31416) = 10,12 куб. м/ч.
                ПЗУ

    2.  <a id="p100587"></a>Определяют  расход  нефти  через  пробозаборное  устройство из пяти
трубок с соотношением диаметров трубок d :d :d  = 6:10:13, d  = 12 мм, d  =
                                        1  2  3             1           2
20 мм, d  = 26 мм. Пробозаборное устройство установлено  на трубопроводе Ду
        3
= 1200 мм, средний объем перекачки Q   = 4000 куб. м/ч.
                                    тр

                               2
<a id="p100588"></a>                    S   = пи Ду  / 4 = 1130973 кв. мм;
                     тр

                                2     2     2
<a id="p100589"></a>              S    = (пи / 4) (d  + 2d  + 2d ) = 1803 кв. мм;
               ПЗУ              1     2     3

<a id="p100590"></a>              Q    = 4000 х (1803 / 1130973) = 6,38 куб. т/ч.
               ПЗУ

<a id="p100591"></a>    Примечание  -  При применении пробозаборных устройств щелевого типа для
расчетов  используют  значение  площади  входного поперечного сечения S   ,
                                                                       ПЗУ
указанное в паспорте на пробозаборное устройство.





<div align="right">

<a id="p100592"></a>Приложение В

</div>

(рекомендуемое)

<div align="center">

<a id="p100593"></a>**ПОРЯДОК**<br>
**УЧЕТА НЕФТИ ПРИ ОТКАЗАХ СРЕДСТВ ИЗМЕРЕНИЙ И ОБОРУДОВАНИЯ**<br>
**СИСТЕМЫ ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ,**<br>
**ПОВРЕЖДЕНИИ ПЛОМБ И ОТТИСКОВ КЛЕЙМ И ПРИ ПОСТУПЛЕНИИ**<br>
**В СИСТЕМУ ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ**

</div>

**НЕКОНДИЦИОННОЙ НЕФТИ**

<a id="p100594"></a>В.1. Порядок учета нефти при отключениях или отказах СИ и оборудования, входящих в состав СИКН, и учета некондиционной нефти приведен в таблице В.1.

<a id="p100595"></a>Таблица В.1


<table>
<colgroup><col width="41%"><col width="14%"><col width="19%"><col width="14%"><col width="14%"></colgroup>
<tr><td rowspan="2">Неисправные СИ и оборудование СИКН, показатели качества некондиционной нефти</td><td colspan="2">Учет нефти по СИКН согласно 6.1</td><td rowspan="2">Учет нефти по резервной схеме согласно 6.2</td><td rowspan="2">Прекращение учетных операций</td></tr>
<tr><td>с использованием резервных СИ и оборудования СИКН</td><td>с одновременным ремонтом (заменой) отдельных элементов СИКН</td></tr>
<tr><td colspan="5">1. Технологическая часть</td></tr>
<tr><td>1.1. Измерительные линии</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>1.1.1. ПР</td><td>Да</td><td></td><td>Да (при отказе всех ПР)</td><td></td></tr>
<tr><td>1.1.2. Фильтры</td><td>Да</td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>1.1.3. Струевыпрямители</td><td>Да</td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>1.1.4. Задвижки (в том числе с электроприводом) шаровые, краны с электроприводом</td><td>Да</td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>1.1.5. Манометры</td><td></td><td>Да</td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>1.2. Регулятор давления</td><td></td><td>Да (при возможности ручного регулирования требуемого давления)</td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>1.3. Регулятор расхода</td><td></td><td>Да</td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>1.4. Преобразователи давления</td><td>Да</td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>1.5. Преобразователи температуры</td><td>Да</td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>1.6. Датчик или индикатор контроля наличия в нефти свободного газа</td><td></td><td>Да</td><td></td><td></td></tr>
<tr><td colspan="5">2. БИК</td></tr>
<tr><td>2.1. ПП поточные</td><td>Да</td><td>Да</td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>2.2. Преобразователи вязкости поточные</td><td>Да</td><td>Да</td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>2.3. Преобразователь влагосодержания поточный, отказы СИ и оборудования СИКН, показатели качества нефти</td><td>Да</td><td>Да</td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>2.4. Преобразователь серосодержания</td><td></td><td>Да</td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>2.5. Преобразователи давления</td><td></td><td>Да</td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>2.6. Преобразователи температуры</td><td></td><td>Да</td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>2.7. Циркуляционные насосы</td><td>Да</td><td>Да</td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>2.8. Пробоотборник автоматический</td><td>Да</td><td>Да</td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>2.9. Расходомер</td><td></td><td>Да</td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>2.10. Газосигнализатор</td><td></td><td>Да</td><td></td><td></td></tr>
<tr><td colspan="5">3. Средства измерений, установленные вне технологической части</td></tr>
<tr><td>3.1. СОИ</td><td>Да (при наличии резервной СОИ)</td><td>Да (при наличии ВА ПР или электромеханических счетчиков)</td><td>Да (при отсутствии резервной СОИ, ВА ПР)</td><td></td></tr>
<tr><td>3.2. Вторичные приборы ПР</td><td>Да</td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>3.3. Суммирующий прибор</td><td></td><td>Да</td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>3.4. Устройства корректировки коэффициента преобразования ПР по расходу и вязкости</td><td></td><td>Да</td><td></td><td></td></tr>
<tr><td colspan="5">4. Некондиционная нефть</td></tr>
<tr><td>4.1. Содержание воды в нефти более 1,0%</td><td></td><td></td><td></td><td>Да</td></tr>
<tr><td>4.2. Срабатывание датчиков или индикаторов контроля наличия свободного газа в нефти</td><td></td><td></td><td></td><td>Да</td></tr>
</table>


<a id="p100628"></a>В.2. Переход на резервные ИЛ и ведение учетных операций при отказе поточных преобразователей
<a id="p100629"></a>В.2.1. Дополнительно к отказам, перечисленным в таблице В.1, переход на резервную измерительную линию осуществляют в случаях:
<a id="p100630"></a>а) неустранимых утечек нефти в местах соединений ИЛ;
<a id="p100631"></a>б) превышения значения перепада давления на фильтрах относительно значения, указанного в 6.1.6.3, перечисление "г";
<a id="p100632"></a>в) отказа преобразователей давления и температуры, установленных на рабочей ИЛ.
<a id="p100633"></a>В.2.2. При отказе рабочего и резервного ПП массу нефти определяют согласно 6.1.12.
<a id="p100634"></a>В.2.3. При отказе рабочего и резервного преобразователей вязкости вязкость измеряют с помощью лабораторного вискозиметра и результаты измерений вводят в СОИ ежесменно.
<a id="p100635"></a>В.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.
<a id="p100636"></a>В.3. Порядок ведения учетных операций с применением СИКН при повреждении клейм или пломб
<a id="p100637"></a>В.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.
<a id="p100638"></a>В.3.2. При обнаружении повреждений оттисков клейм или пломб оперативный персонал извещает диспетчерские службы предприятий принимающей и сдающей сторон.
<a id="p100639"></a>В.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.
<a id="p100640"></a>В.3.4. При получении 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.
<a id="p100641"></a>В.4. Переход на резервную схему учета нефти
<a id="p100642"></a>В.4.1. Переход на резервную схему учета нефти осуществляют в случаях:
<a id="p100643"></a>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;
<a id="p100644"></a>б) отклонения значений вязкости выше указанных в 6.1.6.3, перечисление "д", 1) при отсутствии устройства корректировки коэффициента преобразования турбинного ПР по вязкости и при отказе СОИ с коррекцией коэффициента преобразования турбинного ПР по вязкости;
<a id="p100645"></a>в) падения давления нефти после ПР ниже значения, определенного по формуле (1), и невозможности установления нормируемого значения;
<a id="p100646"></a>г) реконструкции и проведения плановых работ по обслуживанию, требующих остановки СИКН, - по взаимному согласию сдающей и принимающей сторон;
<a id="p100647"></a>д) отключения электроэнергии (при отсутствии резервирования электроснабжения);
<a id="p100648"></a>е) наличия утечек нефти через задвижки (или отказ), установленные на байпасном трубопроводе СИКН;
<a id="p100649"></a>ж) аварийных ситуаций, при которых эксплуатация СИКН невозможна (пожар и т.д.).
<a id="p100650"></a>*Примечание* - Отсутствие дополнительных СИ не служит причиной перехода на резервную схему учета нефти.

<a id="p100651"></a>В.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:
<a id="p100652"></a>а) в Журнале регистрации показаний средств измерений СИКН записывают время отключения, показания СОИ (результаты измерений на бланках регистрации) или других средств измерений, проводят 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;
<a id="p100653"></a>б) рекомендуется составлять Акт отключения СИКН N _______ в трех экземплярах.
<a id="p100654"></a>В.4.3. По одному экземпляру Акта отключения СИКН N _________ следует хранить в течение 12 мес. на предприятиях сдающей и принимающей сторон и в подрядной организации, осуществляющей техническое обслуживание СИКН.
<a id="p100655"></a>В.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.
<a id="p100656"></a>В.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.
<a id="p100657"></a>В.4.6. Определение массы нефти по резервной схеме проводят согласно аттестованной МИ массы, разработанной для резервной схемы учета.
<a id="p100658"></a>В.5. Прекращение учетных операций
<a id="p100659"></a>В.5.1. Прекращение (временное) учетных операций осуществляют в случаях:
<a id="p100660"></a>а) при содержании воды в нефти более 1,0%;
<a id="p100661"></a>б) при срабатывании датчиков или индикаторов контроля наличия свободного газа в нефти с учетом переходного периода согласно инструкции по эксплуатации датчика или индикатора;
<a id="p100662"></a>в) при полном отказе основной и резервной схем учета.
<a id="p100663"></a>В.5.2. Решение о прекращении учетных операций принимает оперативный персонал сдающей и принимающей сторон с извещением своих вышестоящих инстанций.
<a id="p100664"></a>В.5.3. При прекращении учетных операций составляют Акт отключения СИКН N ___ в трех экземплярах, если до прекращения учетные операции проводили с применением СИКН.
<a id="p100665"></a>В.5.4. Порядок оформления прекращения учетных операций, если до прекращения учетные операции проводили по резервной системе, излагают в МИ массы с использованием резервной системы учета.
<a id="p100666"></a>В.5.5. Оперативный персонал принимает меры по выявлению причин возникновения некондиционной нефти, при необходимости проводит испытания точечных проб нефти в испытательной лаборатории для оценивания количества воды, в БИК - для определения содержания свободного газа в нефти при наличии технической возможности и соответствующего устройства.
<a id="p100667"></a>В.5.6. Возобновление учетных операций осуществляет оперативный персонал сдающей и принимающей сторон по письменному разрешению (телефонограмме, факсограмме) вышестоящей инстанции принимающей стороны.





<div align="right">

<a id="p100668"></a>Приложение Г

</div>

(рекомендуемое)

<div align="center">

<a id="p100669"></a>**ФОРМА ПРОТОКОЛА**<br>
**КОНТРОЛЯ МЕТРОЛОГИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЯ**

</div>

**РАСХОДА ПО ПОВЕРОЧНОЙ УСТАНОВКЕ**

<a id="p100670"></a>Протокол контроля МХ ПР по поверочной установке


| Тип ПР ___ Заводской N ___ | Тип ПУ __ Заводской N __ Дата поверки ПУ _____ |
| --- | --- |
| Место проведения КМХ _____ (СИКН, НГДУ, ПСП) | Вязкость нефти при КМХ, сСт __________________ |


1. <a id="p100673"></a>Исходные данные


<table>
<colgroup><col width="9%"><col width="9%"><col width="9%"><col width="4%"><col width="4%"><col width="7%"><col width="7%"><col width="6%"><col width="7%"><col width="7%"><col width="7%"><col width="7%"><col width="5%"><col width="8%"><col width="7%"></colgroup>
<tr><td colspan="7">Для поверочной установки</td><td colspan="3">Для рабочей жидкости</td><td colspan="5">Объемный расход в точке, куб. м/ч, или для ПР - отношение частоты к вязкости f/ню, Гц/сСт</td></tr>
<tr><td>Вмести-</td><td>Вмести-</td><td>Вмести-</td><td>Диа-</td><td>Пло-</td><td>Механи-</td><td>Коэффи-</td><td>Плот-</td><td>Коэффи-</td><td>Коэффи-</td><td>Q</td><td>Q</td><td>...</td><td>Q</td><td>Q</td></tr>
<tr><td>мость ПУ в нормальных</td><td>мость ПУ в нормальных</td><td>мость ПУ в нормальных</td><td>метр D,</td><td>щадь S,</td><td>ческое напря-</td><td>циент линей-</td><td>ность ро,</td><td>циент объем-</td><td>циент сжима-</td><td>1 (f/ню)</td><td>2 (f/ню)</td><td>(...)</td><td>m-1 (f/ню)</td><td>m (f/ню)</td></tr>
<tr><td>условиях при движении поршня от детектора</td><td>условиях при движении поршня от детектора</td><td>условиях при движении поршня в обоих направле-</td><td>мм</td><td>кв. мм</td><td>жение Е, МПа</td><td>ного расширения альфа , т</td><td>кг/ куб. м</td><td>ного расширения бета , ж</td><td>емости гамма , ж -1 МПа</td><td>1</td><td>2</td><td></td><td>m-1</td><td>m</td></tr>
<tr><td>1 к детектору 2</td><td>2 к детектору 1</td><td>ниях V ,</td><td></td><td></td><td></td><td>-1 °C</td><td></td><td>-1 °C</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>V ,</td><td>V ,</td><td>0(1-2-1)</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>0(1-2) куб. м</td><td>0(2-1) куб. м</td><td>куб. м</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
</table>


2. <a id="p100676"></a>Результаты измерений и вычислений


<table>
<colgroup><col width="4%"><col width="4%"><col width="5%"><col width="5%"><col width="5%"><col width="5%"><col width="5%"><col width="5%"><col width="5%"><col width="7%"><col width="7%"><col width="8%"><col width="5%"><col width="8%"><col width="8%"><col width="8%"><col width="6%"></colgroup>
<tr><td>Точка расхода j</td><td>Номер измерения i</td><td>Расход Q , ij куб. м/ч</td><td>Частота турбинки f , ij Гц (отношение f/ню , ij Гц/сСт)</td><td>Температура в ПУ t , уij °C</td><td>Давление в ПУ Р , уij МПа</td><td>Температура в ПР t , прij °C</td><td>Давление в ПР Р , прij МПа</td><td>Поправочный коэффициент по температуре и давлению k tpij</td><td>Вместимость ПУ при движении поршня от детектора 1 к детектору 2 V , ij(1-2) куб. м</td><td>Вместимость ПУ при движении поршня от детектора 2 к детектору 1 V , ij(2-1) куб. м</td><td>Вместимость ПУ при движении поршня в обоих направлениях V , ij(1-2-1) куб. м</td><td>Число импульсов N , ij имп.</td><td>Коэффициент преобразования ПР, определенный при i-м измерении в j-й точке расхода К , ij имп./куб. м</td><td>Коэффициент преобразования в j-й точке расхода К , j имп./куб. м</td><td>Расчетный коэффициент преобразования в j-й точке расхода К , расчj имп./куб. м</td><td>Погрешность в j-й точке расхода дельта , j %</td></tr>
<tr><td rowspan="4">1</td><td>1</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>2</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>...</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>n</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td rowspan="4">...</td><td>1</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>2</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>...</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>n</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td rowspan="4">m</td><td>1</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>2</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>...</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>n</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
</table>






<div align="right">

<a id="p100690"></a>Приложение Д

</div>

(рекомендуемое)

<div align="center">

<a id="p100691"></a>**ФОРМА ЖУРНАЛА**<br>
**РЕГИСТРАЦИИ ПОКАЗАНИЙ СРЕДСТВ ИЗМЕРЕНИЙ СИСТЕМЫ**<br>
**ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ**

</div>


**СИКН N ________________________________**
_______________________________________
           (владелец СИКН)

<a id="p100692"></a>                                  ЖУРНАЛ
               регистрации показаний средств измерений СИКН


<table>
<colgroup><col width="7%"><col width="5%"><col width="7%"><col width="6%"><col width="7%"><col width="7%"><col width="7%"><col width="7%"><col width="7%"><col width="8%"><col width="6%"><col width="6%"><col width="6%"><col width="6%"><col width="5%"><col width="5%"></colgroup>
<tr><td rowspan="3">Порядковый номер</td><td rowspan="3">Дата</td><td colspan="2">Время, ч, мин.</td><td colspan="4">Результаты измерений объема и массы нефти (показания СОИ или вторичных приборов ПР)</td><td rowspan="3">Объем, куб. м</td><td rowspan="3">Масса брутто, т</td><td colspan="2">Средняя температура нефти за интервал, °C</td><td colspan="2">Среднее давление за интервал, МПа</td><td colspan="2">Средняя плотность за интервал, кг/куб. м</td></tr>
<tr><td rowspan="2">Начало</td><td rowspan="2">Окончание</td><td colspan="2">Объем, куб. м</td><td colspan="2">Масса брутто, т</td><td rowspan="2">в ПР</td><td rowspan="2">в БИК</td><td rowspan="2">в ПР</td><td rowspan="2">в БИК</td><td rowspan="2">ро пл</td><td rowspan="2">ро v</td></tr>
<tr><td>Начало</td><td>Окончание</td><td>Начало</td><td>Окончание</td></tr>
<tr><td>1</td><td>2</td><td>3</td><td>4</td><td>5</td><td>6</td><td>7</td><td>8</td><td>9</td><td>10</td><td>11</td><td>12</td><td>13</td><td>14</td><td>15</td><td>16</td></tr>
<tr><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td colspan="16">Примечания:</td></tr>
<tr><td colspan="16">1. ро (графа 15) - среднее значение плотности, измеренной поточным ПП. пл</td></tr>
<tr><td colspan="16">2. ро (графа 16) - среднее значение плотности, измеренной поточным ПП и приведенной к условиям v</td></tr>
<tr><td colspan="16">измерений объема согласно РМГ 97.</td></tr>
</table>


<a id="p100698"></a>    Итого масса брутто нефти за смену _________ т.
<a id="p100699"></a>    Итого масса брутто нефти за сутки _________ т.
<a id="p100700"></a>    Операторы предприятия, сдающего нефть:           Операторы предприятия, принимающего нефть:
<a id="p100701"></a>    Смену сдал ________________ ___________________  Смену сдал ________________ ___________________
               (личная подпись) (инициалы, фамилия)             (личная подпись) (инициалы, фамилия)
<a id="p100702"></a>    Смену принял ________________ __________________ Смену принял ________________ ___________________
                 (личная подпись) (инициалы, фамилия)             (личная подпись) (инициалы, фамилия)





<div align="right">

<a id="p100703"></a>Приложение Е

</div>

(рекомендуемое)

<div align="center">

<a id="p100704"></a>**ФОРМЫ АКТОВ ПРИЕМА-СДАЧИ НЕФТИ ПО СИКН**

</div>



### <a id="p100705"></a>Е.1. Форма N 1 для оформления партии нефти


<a id="p100706"></a>             Акт приема-сдачи нефти N _____ от _______ 20__ г.
                              (сдача по СИКН)
                    (форма для оформления партии нефти)

<a id="p100707"></a>Пункт приема-сдачи нефти __________________________________________________
<a id="p100708"></a>Предприятие (владелец) ПСП ________________________________________________
<a id="p100709"></a>**СИКН N ____________________________________________________________________**
<a id="p100710"></a>Договор об оказании услуг по транспортированию нефти N ____________________
<a id="p100711"></a>Маршрутное поручение N ____________________________________________________
<a id="p100712"></a>Производитель _____________________________________________________________
<a id="p100713"></a>Грузоотправитель __________________________________________________________
<a id="p100714"></a>Грузополучатель ___________________________________________________________
<a id="p100715"></a>Для _______________________________________________________________________
<a id="p100716"></a>Пункт назначения __________________________________________________________
<a id="p100717"></a>Экспортер (импортер) <1> __________________________________________________
<a id="p100718"></a>Таможенная декларация (ввозная, вывозная) <1> _____________________________
<a id="p100719"></a>Уполномоченный представитель сдающей стороны _____________________________,
                                                  (инициалы, фамилия)
действующий на основании доверенности от ____________ N _____________, сдал
<a id="p100720"></a>Уполномоченный представитель принимающей стороны _________________________,
                                                    (инициалы, фамилия)
действующий на основании доверенности от ___________ N ____________, принял
нефть следующего количества и качества:


<table>
<colgroup><col width="73%"><col width="7%"><col width="7%"><col width="7%"><col width="7%"></colgroup>
<tr><td rowspan="2">Наименование показателя</td><td colspan="4">Дата</td></tr>
<tr><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Результаты измерений СИКН (показания СОИ или ВА): на момент начала текущей сдачи: объем, куб. м</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>масса, т</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>на момент завершения текущей сдачи: объем, куб. м</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>масса, т</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Объем, куб. м</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Масса нефти брутто, т</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Температура нефти при условиях измерений объема, °C</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Давление нефти при условиях измерений объема, МПа</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Плотность нефти при температуре и давлении при условиях измерений объема, кг/куб. м</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Плотность нефти при температуре 15 °C, кг/куб. м</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Плотность нефти при температуре 20 °C, кг/куб. м</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Поправка на плотность &lt;1&gt;, кг/куб. м</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Номер паспорта качества нефти</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Массовая доля балласта, %, всего в том числе: воды, % хлористых солей, % механических примесей, %</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Массовая доля серы, %</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Масса балласта, т</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Масса нефти нетто, т</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td colspan="5">&lt;1&gt; Заполняют при отказе поточного преобразователя плотности (определяют по рекомендациям [5]).</td></tr>
</table>



<a id="p100740"></a>

---

<a id="p100741"></a><1> Заполняют при наличии указанных данных в маршрутном поручении.

<a id="p100742"></a>Масса нефти нетто (прописью) ___________________________________________ т.
<a id="p100743"></a>Обозначение <1> нефти: __.__.__.__.

Сдал: ________  ___________________  Принял: _________  ___________________
       (личная  (инициалы, фамилия)           (личная   (инициалы, фамилия)
       подпись)                               подпись)
                    М.П.                                 М.П.


<a id="p100744"></a>

---

<a id="p100745"></a><1> На территории Российской Федерации обозначение нефти приводят по ГОСТ Р 51858-2002 [2].


### <a id="p100746"></a>Е.2. Форма N 2 акта приема-сдачи нефти по показаниям СИКН для оформления партии нефти


<a id="p100747"></a>            Акт приема-сдачи нефти N _______ от _______ СИКН N

                                                                Oil
                     Delivery-acceptance act                    measurement
                                                                station

<a id="p100748"></a>Пункт приема-сдачи нефти ____________ Предприятие (владелец) ПСП __________
Receiving point                       Enterprise (owner) of RP
<a id="p100749"></a>                                      Договор об оказании услуг
<a id="p100750"></a>Маршрутное поручение N ______________ по транспортировке нефти  ___________
Routingt order                        Oil transportation agreement
<a id="p100751"></a>Производитель _____________________________________________________________
Producer
<a id="p100752"></a>Грузоотправитель __________________________________________________________
Consigner
<a id="p100753"></a>Грузополучатель ___________________________________________________________
Consignee
<a id="p100754"></a>Пункт назначения __________________________________________________________
Destination
<a id="p100755"></a>Экспортер (импортер) <1> __________________________________________________
Exporter (importer) <1>
<a id="p100756"></a>Таможенная декларация (ввозная, вывозная) от __________________ N _________
Customs declaration (import, export)
<a id="p100757"></a>Уполномоченный представитель сдающей стороны _____________________________,
Authorized representative of consigner             (инициалы, фамилия
                                                      (full name))
действующий на основании доверенности от _______________ N __________, сдал
Acting on the basis on the Power of Attorney dated                delivered
<a id="p100758"></a>Уполномоченный представитель принимающей стороны _________________________,
Authorized representative of consignee               (инициалы, фамилия
                                                        (full name))
действующий на основании доверенности от _________________ N ______, принял
Acting on the basis on the Power of Attorney dated                 received
нефть следующего количества и качества:
Crude oil with quality and quantity as follows:


<table>
<colgroup><col width="73%"><col width="7%"><col width="7%"><col width="7%"><col width="7%"></colgroup>
<tr><td rowspan="2">Наименование показателя</td><td colspan="4">Дата</td></tr>
<tr><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Результаты измерений СИКН: system of measuring of oil quantity and indications of oil quality: на момент начала текущей сдачи: as for the moment of begin of the current deliver объем, куб. м volume, m3 масса, т weight, t на момент завершения текущей сдачи: as for the moment of completion of the current deliver объем, куб. м volume, m3 масса, т weight, t</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Объем нефти, куб. м Oil volume, m3</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Масса нефти брутто, т Crude oil gross weight, t</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Температура нефти при условиях измерений объема, °C Crude oil temperature at volume measurements conditions, °C</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Давление нефти при условиях измерений объема, МПа Crude oil pressure at volume measurements conditions, MPa</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Плотность при температуре 15 °C, кг/куб. м Density at temperature 15 °C, kg/m3</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Плотность при температуре 20 °C, кг/куб. м Density at temperature 20 °C, kg/m3</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Плотность нефти при температуре и давлении при условиях измерений объема, кг/куб. м Crude oil density at temperature and pressure at volume measurements conditions, kg/m3</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Поправка на плотность &lt;1&gt;, кг/куб. м Density correction &lt;1&gt;, kg/m3</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Номер паспорта качества нефти: N of crude oil certificate of quality</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Массовая доля балласта: Всего, %</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Mass part of the ballast: % Total</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>В том числе Including воды, % water content, % хлористых солей, % chloride salt content, % механических примесей, % mechanical admixtures, %</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Массовая доля серы, % Mass part of sulfur, %</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Масса балласта, т Ballast weight, t</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Масса нефти нетто, т Oil net weight, t</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td colspan="5">&lt;1&gt; Заполняют при отказе поточного преобразователя плотности (определяют по рекомендациям [5]). Complete in case of malfunction of the densitometer (determine in compliance with recommendations [5]).</td></tr>
</table>



<a id="p100777"></a>

---

<a id="p100778"></a><1> Заполняют при наличии указанных данных в маршрутном поручении.
<a id="p100779"></a>Complete if there is a data about exporter (importer) in the routing order.

<a id="p100780"></a>Масса нефти нетто (прописью) ___________________________________________ т.
Oil net weight (in words) ______________________________________________ t.
<a id="p100781"></a>Обозначение <1> нефти:
Oil classification: __.__.__.__.

Сдал:     ____________ ______________ Принял:  _____________ ______________
Delivered   (личная      (инициалы,   Received   (личная       (инициалы,
            подпись       фамилия                 подпись       фамилия
          (signature))  (full name))            (signature))  (full name))
                    М.П.                                 М.П.


<a id="p100782"></a>

---

<a id="p100783"></a><1> На территории Российской Федерации обозначение нефти приводят по ГОСТ Р 51858-2002 [2].


### <a id="p100784"></a>Е.3. Форма N 3 акта приема-сдачи нефти по показаниям СИКН для валовых суточных объемов нефти


<a id="p100785"></a>             Акт приема-сдачи нефти N ___ от ________ 20__ г.
                              (сдача по СИКН)
                     (форма для валовых объемов нефти)

<a id="p100786"></a>Пункт приема-сдачи нефти __________________________________________________
<a id="p100787"></a>Предприятие (владелец) ПСП ________________________________________________
<a id="p100788"></a>**СИКН N ____________________________________________________________________**
<a id="p100789"></a>Уполномоченный представитель сдающей стороны _____________________________,
                                                  (инициалы, фамилия)
действующий на основании доверенности от ____________ N _____________, сдал
<a id="p100790"></a>Уполномоченный представитель принимающей стороны _________________________,
                                                    (инициалы, фамилия)
действующий на основании доверенности от ____________ N ___________, принял
нефть следующего количества и качества:


<table>
<colgroup><col width="73%"><col width="7%"><col width="7%"><col width="7%"><col width="7%"></colgroup>
<tr><td rowspan="2">Наименование показателя</td><td colspan="4">Дата</td></tr>
<tr><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Результаты измерений СИКН (показания СОИ или ВА): на момент начала текущей сдачи: объем, куб. м масса, т на момент завершения текущей сдачи: объем, куб. м масса, т</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Объем, куб. м</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Масса нефти брутто, т</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Температура нефти при условиях измерений объема, °C</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Давление нефти при условиях измерений объема, МПа</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Плотность нефти при температуре и давлении при условиях измерений объема, кг/куб. м</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Поправка на плотность &lt;1&gt;, кг/куб. м</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Номер паспорта качества нефти</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Массовая доля балласта, всего, % в том числе: воды, % хлористых солей, % механических примесей, %</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Массовая доля серы, %</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Масса балласта, т</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Масса нефти нетто, т</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td colspan="5">&lt;1&gt; Заполняют при отказе поточного преобразователя плотности (определяют по рекомендациям [5]).</td></tr>
</table>


<a id="p100805"></a>Масса нефти нетто (прописью) ___________________________________________ т.
<a id="p100806"></a>Обозначение <1> нефти: __.__.__.__.

Сдал: ________  ___________________  Принял: _________  ___________________
       (личная  (инициалы, фамилия)           (личная   (инициалы, фамилия)
       подпись)                               подпись)
                    М.П.                                 М.П.


<a id="p100807"></a>

---

<a id="p100808"></a><1> На территории Российской Федерации обозначение нефти приводят по ГОСТ Р 51858-2002 [2].






<div align="right">

<a id="p100809"></a>Приложение Ж

</div>

(рекомендуемое)

<div align="center">

<a id="p100810"></a>**ФОРМЫ АКТОВ ПРИЕМА-СДАЧИ НЕФТИ ПО РЕЗЕРВУАРАМ**

</div>



### <a id="p100811"></a>Ж.1. Форма N 1 акта приема-сдачи нефти по резервуарам для оформления партии нефти


<a id="p100812"></a>             Акт приема-сдачи нефти N ___ от _______ 20__ г.
                          (сдача по резервуарам)

<a id="p100813"></a>Пункт приема-сдачи нефти __________________________________________________
<a id="p100814"></a>Предприятие (владелец) ПСП ________________________________________________
<a id="p100815"></a>Договор об оказании услуг по транспортированию нефти N ____________________
<a id="p100816"></a>Маршрутное поручение N ____________________________________________________
<a id="p100817"></a>Производитель _____________________________________________________________
<a id="p100818"></a>Грузоотправитель __________________________________________________________
<a id="p100819"></a>Грузополучатель ___________________________________________________________
<a id="p100820"></a>Для _______________________________________________________________________
<a id="p100821"></a>Пункт назначения __________________________________________________________
<a id="p100822"></a>Экспортер (импортер) <1> __________________________________________________
<a id="p100823"></a>Таможенная декларация (ввозная, вывозная) <1> _____________________________
<a id="p100824"></a>Уполномоченный представитель сдающей стороны _____________________________,
                                                  (инициалы, фамилия)
действующий на основании доверенности от ______________ N ___________, сдал
<a id="p100825"></a>Уполномоченный представитель принимающей стороны _________________________,
                                                    (инициалы, фамилия)
действующий на основании доверенности от __________ N _____________, принял
нефть следующего количества и качества:


<table>
<colgroup><col width="73%"><col width="7%"><col width="7%"><col width="7%"><col width="7%"></colgroup>
<tr><td rowspan="2">Наименование показателя</td><td colspan="4">Дата</td></tr>
<tr><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Номер резервуара</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Уровень нефти: до заполнения, откачки, мм после заполнения, откачки, мм</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Масса нефти брутто, т</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Температура нефти в резервуаре, °C</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Плотность нефти при температуре измерений объема, кг/куб. м</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Плотность нефти при температуре 15 °C, кг/куб. м</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Плотность нефти при температуре 20 °C, кг/куб. м</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Номер паспорта качества нефти</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Массовая доля балласта всего, % в том числе: воды, % хлористых солей, % механических примесей, %</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Массовая доля серы, %</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Масса балласта, т</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Масса нефти нетто, т</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
</table>



<a id="p100839"></a>

---

<a id="p100840"></a><1> Заполняют при наличии указанных данных в маршрутном поручении.

<a id="p100841"></a>Масса нефти нетто (прописью) ___________________________________________ т.
<a id="p100842"></a>Обозначение <1> нефти: __.__.__.__.

Сдал: ________  ___________________  Принял: _________  ___________________
       (личная  (инициалы, фамилия)           (личная   (инициалы, фамилия)
       подпись)                               подпись)
                    М.П.                                 М.П.


<a id="p100843"></a>

---

<a id="p100844"></a><1> На территории Российской Федерации обозначение нефти приводят по ГОСТ Р 51858-2002 [2].


### <a id="p100845"></a>Ж.2. Форма N 2 акта приема-сдачи нефти по резервуарам для оформления партии нефти


<a id="p100846"></a>           Акт приема-сдачи нефти N ______ от _________ 20__ г.
                          (сдача по резервуарам)

<a id="p100847"></a>           Акт приема-сдачи нефти N ______ от _________________

                          Delivery-acceptance act

<a id="p100848"></a>Пункт приема-сдачи нефти ____________ Предприятие (владелец) ПСП __________
Receiving point                       Enterprise (owner) of RP
<a id="p100849"></a>                                      Договор об оказании услуг
<a id="p100850"></a>Маршрутное поручение N ______________ по транспортировке нефти  ___________
Routingt order                        Oil transportation agreement
<a id="p100851"></a>Производитель _____________________________________________________________
Producer
<a id="p100852"></a>Грузоотправитель __________________________________________________________
Consigner
<a id="p100853"></a>Грузополучатель ___________________________________________________________
Consignee
<a id="p100854"></a>Пункт назначения __________________________________________________________
Destination
<a id="p100855"></a>Экспортер (импортер) <1> __________________________________________________
Exporter (importer) <1>
<a id="p100856"></a>Таможенная декларация (ввозная, вывозная) от ___________________ N ________
Customs declaration (import, export)
<a id="p100857"></a>Уполномоченный представитель сдающей стороны _____________________________,
Authorized representative of consigner             (инициалы, фамилия
                                                       (full name))
действующий на основании доверенности от _____________ N ____________, сдал
Acting on the basis on the Power of Attorney dated                delivered
<a id="p100858"></a>Уполномоченный представитель принимающей стороны _________________________,
Authorized representative of consignee               (инициалы, фамилия
                                                        (full name))
действующий на основании доверенности от _____________ N __________, принял
Acting on the basis on the Power of Attorney dated                 received
нефть следующего количества и качества:
Crude oil with quality and quantity as follows:


<table>
<colgroup><col width="73%"><col width="7%"><col width="7%"><col width="7%"><col width="7%"></colgroup>
<tr><td rowspan="2">Наименование показателя</td><td colspan="4">Дата</td></tr>
<tr><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Номер резервуара Number of storage</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Уровень нефти: Oil height: до заполнения, откачки, мм before filling, pumping, mm после заполнения, откачки, мм after filling, pumping, mm</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Масса нефти брутто, т Crude oil gross weight, t</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Температура нефти в резервуаре, °C Crude oil temperature in storage, °C</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Плотность нефти при температуре измерений объема, кг/куб. м Crude oil density at temperature in storage, kg/m3</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Плотность нефти при температуре 15 °C, кг/куб. м Crude oil density at temperature 15 °C, kg/m3</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Плотность нефти при температуре 20 °C, кг/куб. м Crude oil density at temperature 20 °C, kg/m3</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Номер паспорта качества нефти N of crude oil certificate of quality</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Массовая доля балласта всего, % Mass part of the ballast total, %</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>В том числе: Including: воды, % water content, % хлористых солей, % chloride salt content, % механических примесей, % mechanical admixtures, %</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Массовая доля серы, % Mass part of sulfur, %</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Масса балласта, т Ballast weight, t</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Масса нефти нетто, т Oil netweight, t</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
</table>



<a id="p100873"></a>

---

<a id="p100874"></a><1> Заполняют при наличии указанных данных в маршрутном поручении.
<a id="p100875"></a>Complete if there is a data about exporter (importer) in the routing order.

<a id="p100876"></a>Масса нефти нетто (прописью) ___________________________________________ т.
Oil net weight (in words) ______________________________________________ t.
<a id="p100877"></a>Обозначение <1> нефти:
Oil classification: __.__.__.__.

Сдал:     ___________ ______________ Принял:  ____________ ________________
Delivered   (личная      (инициалы,  Received   (личная       (инициалы,
            подпись       фамилия                подпись       фамилия
          (signature))  (full name))          (signature))   (full name))
                    М.П.                                 М.П.


<a id="p100878"></a>

---

<a id="p100879"></a><1> На территории Российской Федерации обозначение нефти приводят по ГОСТ Р 51858-2002 [2].


### <a id="p100880"></a>Ж.3. Форма N 3 акта приема-сдачи нефти по резервуарам для валовых объемов нефти


<a id="p100881"></a>              Акт приема-сдачи нефти N ___ от ______ 20__ г.
                          (сдача по резервуарам)

<a id="p100882"></a>Пункт приема-сдачи нефти __________________________________________________
<a id="p100883"></a>Предприятие (владелец) ПСП ________________________________________________
<a id="p100884"></a>Уполномоченный представитель сдающей стороны _____________________________,
                                                  (инициалы, фамилия)
действующий на основании доверенности от _____________ N ____________, сдал
<a id="p100885"></a>Уполномоченный представитель принимающей стороны _________________________,
                                                    (инициалы, фамилия)
действующий на основании доверенности от _______________ N ________, принял
нефть следующего количества и качества:


<table>
<colgroup><col width="73%"><col width="7%"><col width="7%"><col width="7%"><col width="7%"></colgroup>
<tr><td rowspan="2">Наименование показателя</td><td colspan="4">Дата</td></tr>
<tr><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Номер резервуара</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Уровень нефти: до заполнения, откачки, мм после заполнения, откачки, мм</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Масса нефти брутто, т</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Температура нефти в резервуаре, °C</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Плотность нефти при температуре измерений объема, кг/куб. м</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Номер паспорта качества нефти</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Массовая доля балласта всего, % в том числе: воды, % хлористых солей, % механических примесей, %</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Массовая доля серы, %</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Масса балласта, т</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>Масса нефти нетто, т</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
</table>


<a id="p100897"></a>Масса нефти нетто (прописью) ___________________________________________ т.
<a id="p100898"></a>Обозначение <1> нефти: __.__.__.__.

Сдал: ________  ___________________  Принял: _________  ___________________
       (личная  (инициалы, фамилия)           (личная   (инициалы, фамилия)
       подпись)                               подпись)
                    М.П.                                 М.П.


<a id="p100899"></a>

---

<a id="p100900"></a><1> На территории Российской Федерации обозначение нефти приводят по ГОСТ Р 51858-2002 [2].





<div align="right">

<a id="p100901"></a>Приложение И

</div>

(обязательное)

<div align="center">

<a id="p100902"></a>**ФОРМЫ ПАСПОРТА КАЧЕСТВА НЕФТИ**

</div>



### <a id="p100903"></a>И.1. Форма паспорта качества для поставки нефти на экспорт


<a id="p100904"></a>                          ПАСПОРТ КАЧЕСТВА НЕФТИ
                          CERTIFICATE OF QUALITY
                     N ________ от __________ 20__ г.

<a id="p100905"></a>К акту приема-сдачи нефти N
For delivery-acceptance act N _____________________________________________
<a id="p100906"></a>Пункт приема-сдачи нефти
Receiving point ___________________________________________________________
<a id="p100907"></a>Номер аттестата аккредитации
Certificate of accreditation ______________________________________________
<a id="p100908"></a>**СИКН N**
Oil measurement station ___________________________________________________
<a id="p100909"></a>Мера вместимости
Measure of storage ________________________________________________________
<a id="p100910"></a>Дата и время отбора пробы
Date and time of sampling _________________________________________________


<table>
<colgroup><col width="68%"><col width="16%"><col width="16%"></colgroup>
<tr><td>Наименование показателя Quality characteristics</td><td>Метод испытаний Measurement method</td><td>Результат испытаний Test result</td></tr>
<tr><td>1 Температура нефти при условиях измерений объема, °C Crude oil temperature at volume measurements conditions, °C</td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>2 Давление нефти при условиях измерений объема, МПа Crude oil pressure at volume measurements conditions, MPa</td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>3 Плотность нефти при температуре и давлении в условиях измерений объема, кг/куб. м Crude oil density at temperature and pressure at volume measurements conditions, kg/m3</td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>4 Плотность нефти при температуре 20 °C, кг/куб. м Crude oil density at temperature 20 °C, kg/m3</td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>5 Плотность нефти при 15 °C, кг/куб. м Crude oil density at temperature 15 °C, kg/m3</td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>6 Массовая доля воды, % Water content, mass, %</td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>7 Массовая концентрация (массовая доля) хлористых солей, мг/куб. дм (%) Chloride salt content, mg/dm3 (%)</td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>8 Массовая доля механических примесей, % Mechanical admixtures, %</td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>9 Массовая доля серы, % Sulphur, mass, %</td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>10 Давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.) Vapor pressure, kPa (mm Hg)</td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>11 Выход фракций при температуре до (at T up to) 200 °C, % Distillation: (at T up to) 200 °C, %</td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>12 Массовая доля парафина, % Paraffin content, mass, %</td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>-1 13 Массовая доля сероводорода, млн. (ppm) Hydrogen sulfide content, mg/kg (ppm)</td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>14 Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в -1 сумме, млн. (ppm) Total methyl-ethyl mercaptans, mg/kg (ppm)</td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>-1 15 Массовая доля органических хлоридов, млн. (ppm) Organic chloride content, mg/kg (ppm)</td><td></td><td></td></tr>
<tr><td colspan="3">Примечания:</td></tr>
<tr><td colspan="3">1. Пункт 3 заполняют по показаниям поточного плотномера (среднее значение плотности нефти за смену).</td></tr>
<tr><td colspan="3">2. Пункты 4 и 5 заполняют по показаниям поточного плотномера (среднее значение плотности нефти за смену), приведенным к стандартным условиям.</td></tr>
<tr><td colspan="3">3. При отказе поточного плотномера плотность нефти определяют в испытательной лаборатории.</td></tr>
</table>


<a id="p100931"></a>Обозначение <1> нефти:
Oil classification: __.__.__.__.

Представитель испытательной лаборатории _______________ ___________________
                                        (личная подпись (инициалы, фамилия
                                          (signature))         (name))
Представитель сдающей стороны           _______________
                                         (предприятие
                                           (company))
                                        _______________ ___________________
                                        (личная подпись (инициалы, фамилия
                                          (signature))         (name))
Представитель принимающей стороны       _______________
                                         (предприятие
                                           (company))
                                        _______________ ___________________
                                        (личная подпись (инициалы, фамилия
                                          (signature))         (name))


<a id="p100932"></a>

---

<a id="p100933"></a><1> На территории Российской Федерации обозначение нефти приводят по ГОСТ Р 51858-2002 [2].


### <a id="p100934"></a>И.2. Форма паспорта качества для поставки нефти на экспорт морским транспортом


<a id="p100935"></a>                          ПАСПОРТ КАЧЕСТВА НЕФТИ
                          CERTIFICATE OF QUALITY
                       N _______ от ________ 20__ г.

<a id="p100936"></a>Порт погрузки /Port of loading/ ___________________________________________
<a id="p100937"></a>Разрешение на вывоз /Export permit/ _______________________________________
<a id="p100938"></a>Проба /Sample/ N __________________________________________________________
<a id="p100939"></a>Дата отгрузки /Data of loaded/ ____________________________________________
<a id="p100940"></a>Наименование танкера /Tanker/ _____________________________________________


| Количество, тонн | Брутто/Gross |
| --- | --- |
| Quantity, ton |  |



| Наименование показателя Quality characteristics | Метод испытаний Measurement method | Результат испытаний Test result |
| --- | --- | --- |
| 1 Плотность нефти при температуре 20 °C, кг/куб. м Crude oil density at temperature 20 °C, kg/m3 |  |  |
| 2 Плотность нефти при температуре 15 °C, кг/куб. м Crude oil density at temperature 15 °C, kg/m3 |  |  |
| 3 Массовая доля воды, % Water content, mass, % |  |  |
| 4 Массовая концентрация (массовая доля) хлористых солей, мг/куб. дм (%) Chloride salt content, mg/dm3 (%) |  |  |
| 5 Массовая доля механических примесей, % Mechanical admixtures, % |  |  |
| 6 Массовая доля серы, % Sulphur, mass, % |  |  |
| 7 Давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.) Vapor pressure, kPa (mm Hg) |  |  |
| 8 Выход фракций при температуре до (at T up to) 200 °C, % Distillation: (at Tup to) 200 °C, % |  |  |
| 9 Массовая доля парафина, % Paraffin content, mass, % |  |  |
| -1 10 Массовая доля сероводорода, млн. (ppm) Hydrogen sulfide content, mg/kg (ppm) |  |  |
| 11 Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в -1 сумме, млн. (ppm) Total methyl-ethyl mercaptans, mg/kg (ppm) |  |  |
| -1 12 Массовая доля органических хлоридов, млн. (ppm) Organic chloride content, mg/kg (ppm) |  |  |


<a id="p100955"></a>Обозначение <1> нефти:
Oil classification: __.__.__.__.

Представитель испытательной лаборатории _______________ ___________________
                                        (личная подпись (инициалы, фамилия
                                          (signature))         (name))


<a id="p100956"></a>

---

<a id="p100957"></a><1> На территории Российской Федерации обозначение нефти приводят по ГОСТ Р 51858-2002 [2].






## <a id="p100958"></a>БИБЛИОГРАФИЯ



1. <a id="p100959"></a>Национальный стандарт   Государственная система обеспечения единства
   Российской Федерации    измерений. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие
   ГОСТ Р 8.595-2004       требования к методикам выполнения измерений
2. <a id="p100960"></a>Национальный стандарт   Нефть. Общие технические условия
   Российской Федерации
   ГОСТ Р 51858-2002
3. <a id="p100961"></a>Национальный стандарт   Государственная система обеспечения единства
   Российской Федерации    измерений. Методики (методы) измерений
   ГОСТ Р 8.563-2009
4. <a id="p100962"></a>Правила по метрологии   Государственная система обеспечения единства
   Российской Федерации    измерений. Порядок проведения поверки средств
   ПР 50.2.006-94          измерений
5. <a id="p100963"></a>Рекомендации по         Государственная система обеспечения единства
   метрологии              измерений. Плотность нефти. Требования к
   МИ 2153-2004            методикам выполнения измерений ареометром при
   учетных операциях
   <a id="p100964"></a>------------------------------------------------------------------