Р 50.2.040-2004 ГСИ. Метрологическое обеспечение учета нефти при ее транспортировке по системе магистральных нефтепроводов. Основные положения (с Изменением N 1)

     5 Порядок приема и сдачи нефти

5.1 Учет нефти в системе магистральных нефтепроводов осуществляют по массе нетто в тоннах, с округлением до целых значений.

5.2 Требования к нефти, предъявленной для транспортировки на нефтеперерабатывающие заводы (далее - НПЗ) России и на экспорт: по ГОСТ Р 51858. Содержание свободного газа в нефти не допускается.

5.3 В случае обнаружения в принимаемой партии нефти свободного газа прием нефти прекращают. По согласованию сдающей и принимающей нефть сторон допускается продолжать прием нефти, при этом на результат измерений количества нефти вводят поправку в соответствии с приложением А.

5.4 При приеме и сдаче партии нефти на ПСП определяют ее массу и значения показателей качества нефти. По их результатам оформляют Акт приема-сдачи нефти (приложения Б, В, Г, Д, Е) и Паспорт качества нефти (приложения Ж, И, К, Л). Кроме того, при отгрузке нефти морским, речным и железнодорожным транспортом оформляют коносамент и накладную в соответствии с правилами, установленными на этом транспорте. Сведения, отраженные в коносаменте и в железнодорожных накладных, соответствуют данным в Актах приёма-сдачи.

Должностных лиц, ответственных за прием-сдачу нефти, составление и подписание актов приёма-сдачи нефти, назначают приказами руководителей сдающей и принимающей нефть сторон. Образцы подписей ответственных лиц хранят в бухгалтериях сдающей и принимающей нефть сторон.

Полномочия должностных лиц оформляют доверенностями. Подлинники доверенностей или нотариально заверенные копии находятся у представителей сдающей и принимающей сторон.

5.5 Массу нетто нефти определяют как разность массы брутто нефти и массы балласта.

5.6 Измерения массы брутто нефти на ПСП при приеме (сдаче) проводят следующими методами по ГОСТ Р 8.595:

- прямым методом динамических измерений,

- косвенным методом динамических измерений,

- прямым методом статических измерений,

- косвенным методом статических измерений,

- косвенным методом, основанным на гидростатическом принципе.

5.7 Нормы погрешности измерений массы нефти: по ГОСТ Р 8.595.

5.8 Технологическая обвязка и запорная арматура СИКН технически исправны и не допускают перетока и утечки нефти. При этом обеспечен контроль отсутствия утечек с помощью врезных вентилей, установкой заглушек или автоматический контроль герметичности запорной арматуры, применяемой при проведении контроля метрологических характеристик расходомеров.

5.9 Отбор проб нефти проводят по ГОСТ 2517. Испытания нефти проводят в аккредитованной испытательной (аналитической) лаборатории сдающей или принимающей стороны, определяемой по соглашению сторон, входящей в состав соответствующего ПСП. Требования к испытательной лаборатории: по РД-08.00-74.30.10-КТН-001-1-03.

5.10 Требования к показателям качества нефти: по ГОСТ Р 51858. Для проверки соответствия нефти требованиям настоящего стандарта проводят приемо-сдаточные и периодические испытания.

Приемо-сдаточные испытания проводят один раз в смену по следующим показателям: плотность, массовая доля серы, давление насыщенных паров (при приеме нефти для транспортировки по системе магистрального транспорта), массовая доля воды и концентрация хлористых солей.

Периодические испытания проводят в сроки, согласованные принимающей и сдающей нефть сторонами, но не реже одного раза в 10 дней по показателям: массовая доля механических примесей, давление насыщенных паров (при сдаче нефти из системы магистрального транспорта, при приеме-сдаче между смежными ОАО (ООО) МН), массовая доля сероводорода и легких меркаптанов, выход фракций, содержание хлорорганических соединений, массовая доля парафина.

Показатели "выход фракций" и "массовая доля парафина" определяют при приеме нефти в систему магистральных нефтепроводов и при сдаче нефти на экспорт.

Для определения массовой доли механических примесей, массовой доли органических хлоридов и парафина составляют накопительную пробу равных количеств нефти всех суточных объединенных проб за период между измерениями, отобранных по ГОСТ 2517.

Давление насыщенных паров, выход фракций, содержание сероводорода и легких меркаптанов определяют по точечным пробам нефти.

Остальные показатели качества нефти определяют по объединенной пробе нефти, отобранной по ГОСТ 2517.

Объемную долю свободного газа в нефти определяют не реже одного раза в месяц, а также по требованию одной из сторон.

5.11 Показатели качества нефти определяют стандартизованными методами по 6.6.2. Определение показателей качества нефти может быть проведено с применением анализаторов, прошедших испытания с целью утверждения типа по ПР 50.2.009. Погрешность анализаторов: не хуже установленных стандартизованными методами. При применении автоматизированных анализаторов, в которых МВИ реализованы алгоритмами и программными средствами, разработку и аттестацию дополнительных МВИ не осуществляют.

5.12 Арбитражную (контрольную) пробу нефти хранят в соответствии с ГОСТ 2517 и ГОСТ 1510. При разногласиях в оценке показателей качества нефти, возникших после приемо-сдаточных испытаний и в срок не более срока хранения арбитражной пробы, проводят испытания (вскрытие) арбитражной пробы. Решение об испытании арбитражной пробы нефти принимают на основании письменного заявления одной из сторон с указанием причины, вызвавшей разногласие и при согласовании принимающей и сдающей нефть сторон. Снятие с хранения арбитражной пробы нефти проводят в присутствии принимающей и сдающей сторон с оформлением Акта снятия с хранения арбитражной пробы нефти, подписанного уполномоченными лицами от принимающей и сдающей стороны и соответствующей записи в журнале хранения арбитражных проб. Испытания проводят в лаборатории, определенной соглашением сторон. Результаты, полученные при испытании арбитражной пробы, считают окончательными.

5.13 Количество сданной и принятой нефти на ПСП измеряют по СИКН и мерам вместимости каждые два часа, посменно и ежесуточно по состоянию на 24 часа московского времени.