ГОСТ Р 8.615-2005 Государственная система обеспечения единства измерений (ГСИ). Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования (с Изменениями N 1, 2)

УТВЕРЖДАЮ

Руководитель организации-заказчика

подпись

инициалы, фамилия

"___" ___________ 20__ г.

МАССА СЫРОЙ НЕФТИ
МЕТОДИКА ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ С ПОМОЩЬЮ СИКНС
N___

наименование организации - владельца СИКНС

Техническое задание

СОГЛАСОВАНО

Руководитель организации - разработчика МВИ

подпись

инициалы, фамилия

"___" ___________ 20__ г.

1. Наименование и область применения

1.1. Наименование: Масса сырой нефти. Методика выполнения измерений на СИКНС N _____________

________________________________________________________________________________________.      

наименование организации - владельца СИКНС

1.2. Настоящая методика выполнения измерений (далее - МВИ) предназначена для использования на СИКНС N

наименование организации - владельца СИКНС

при измерениях массы нетто сырой нефти. В МВИ должны быть учтены особенности оснащения СИКНС, параметры сырой нефти и требования к погрешности измерений.

МВИ не может быть использована другими организациями.

2. Основание для разработки

2.1. Основанием для разработки являются договор и настоящее техническое задание.

3. Основные требования

3.1. СИКНС должна соответствовать проекту СИКНС N___, требованиям ГОСТ Р 8.615-2005 и быть принята в эксплуатацию в соответствии с конкретными нормами и правилами.

3.2. Все средства измерений, входящие в состав СИКНС, должны быть поверены в установленном порядке.

3.3. МВИ должна соответствовать требованиям ГОСТ Р 8.563-96.

3.4. Документ на МВИ должен быть выполнен в соответствии с требованиями нормативных документов по стандартизации Российской Федерации и Государственной системы обеспечения единства измерений.

4. Основные параметры сырой нефти

4.1. Измеряемая среда: сырая нефть (нетто).

4.2. Диапазон измерений расхода, м/ч:

- максимальный: _______;

- минимальный: ________.

4.3. Давление, МПа:

- максимальное: _______;

- минимальное: ________.

4.4. Температура, °С:

- максимальная: _______;

- минимальная: ________.

4.5. Вязкость, мм/с:

- максимальная: _______;

- минимальная: ________.

4.6. Плотность сырой нефти в рабочих условиях, кг/м:

- максимальная: _______;

- минимальная: ________.

4.7. Плотность обезвоженной дегазированной нефти в стандартных условиях, кг/м:

- максимальная: _______;

- минимальная: ________.

4.8. Содержание парафина, %, не более: _______.

4.9. Плотность пластовой воды в стандартных условиях, кг/м: _______.

4.10. Плотность свободного и растворенного газа в сырой нефти, приведенного к стандартному давлению, т/м: _______.

4.11. Объемная доля воды в сырой нефти, %, не более: _______.

4.12. Объемная доля свободного газа в сырой нефти в рабочих условиях, %: от______до_______.

4.13. Количество растворенного газа в сырой нефти, объемная доля, м/м или массовая доля, кг/т (т/т):___________.

4.14. Содержание механических примесей в сырой нефти, массовая доля, %: _______.

4.15. Особенности структуры потока сырой нефти (стойкая эмульсия или наличие свободной воды):____________.

4.16 Содержание хлористых солей в сырой нефти, массовая доля, % _____________.

5. Режим работы СИКНС

5.1. Место установки СИКНС (объект, площадка и место в технологической схеме): ________________.

5.2. Технологическая схема СИКНС: _______.

5.3. Количество измерительных линий в СИКНС, включая контрольную и резервные, шт.: ___________.

5.4. Режим работы СИКНС (непрерывный, цикличный автоматический):_________________________.

5.5. Режим работы эталонного средства измерений расхода: периодический.

5.6. Нормативный документ на методику поверки эталонного средства измерений расхода: ___________________.

5.7. Периодичность отбора проб объединенной пробы: не менее одного раза в сутки.

5.8. Возможные нештатные режимы работы СИКНС, технологического оборудования и пределы изменений параметров нефти: ____________.

5.9. Периодичность измерений содержания остаточного свободного и растворенного газа в сырой нефти в процессе эксплуатации СИКНС, сут (мес): ______________.

6. Основные метрологические характеристики

6.1. Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений массы сырой нефти и массы нетто нефти, %: ± _____________.

6.2. Для обеспечения указанных значений погрешности в состав СИКНС должны входить следующие средства измерений:

6.2.1. Поточный преобразователь плотности с абсолютной погрешностью, кг/м, не более: _________.

6.2.2. Автоматический влагомер с абсолютной погрешностью, %, не более: ____________.

6.2.3. Массовые (объемные) расходомеры с допускаемой относительной погрешностью, %, не более:_________.

6.2.4. Преобразователи давления с основной погрешностью, %, не более: ____________.

6.2.5. Преобразователи температуры с абсолютной погрешностью, °С, не более: __________.

6.2.6. Манометры класса точности не ниже: __________.

6.2.7. Термометры стеклянные с ценой деления, °С: __________.

7. Средства измерений, вспомогательные устройства

В состав СИКНС входят следующие узлы и блоки:

7.1. Блок контроля качества (или измерительная линия контроля качества), содержащий

.

указывают состав

7.2. Блок измерительных линий, включающий в себя фильтры, а также _________________________.

указывают состав

7.3. Эталонное средство измерений расхода с узлом обвязки производительностью, м/ч (т/ч): _____.

7.4. Система обработки информации.

7.5. Индикатор содержания свободного газа.

8. Охрана труда. Техника безопасности и противопожарные мероприятия. Мероприятия по охране окружающей среды

8.1. МВИ должна обеспечивать выполнение требований норм и правил по технике безопасности, охране труда, окружающей среды и противопожарных мероприятий.

Приложения к техническому заданию

1. Протоколы измерений содержания остаточного свободного и растворенного газа в сырой нефти.

2. Физико-химические параметры сырой нефти.

Исполнители:

должность

подпись

инициалы, фамилия

должность

подпись

инициалы, фамилия

должность

подпись

инициалы, фамилия

"__" _________ 20__ г.