УТВЕРЖДАЮ Заместитель директора по научной работе ГНМЦ ВНИИР М.С. Немиров _8 ноября_ 2001 г. РЕКОМЕНДАЦИЯ Государственная система обеспечения единства измерений ПОРЯДОК ПРОВЕДЕНИЯ КОММЕРЧЕСКОГО УЧЕТА СЫРОЙ НЕФТИ НА

Главная >> Проекты

[ СКАЧАТЬ ОРИГИНАЛ ДОКУМЕНТА .pdf ]

Государственный научный метрологический центр

ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ

ИНСТИТУТ РАСХОДОМЕТРИИ ( ГНМЦ ВНИИР )

ГОССТАНДАРТА РОССИИ

УТВЕРЖДАЮ

Заместитель директора

по научной работе ГНМЦ ВНИИР М.С. Немиров _8 ноября_ 2001 г.

ПОРЯДОК ПРОВЕДЕНИЯ КОММЕРЧЕСКОГО УЧЕТА СЫРОЙ НЕФТИ

НА НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЯХ.

ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

МИ 2693- Казань - РАЗРАБОТАНА АО "Нефтеавтоматика", УИМЦ АО «Нефтеавтоматика»

ИСПОЛНИТЕЛИ: А.С. Шатунов С.М. Михайлов

РАЗРАБОТАНА ГНМЦ ВНИИР

ИСПОЛНИТЕЛИ: М.С. Немиров Т.Г. Силкина

УТВЕРЖДЕНА ГНМЦ ВНИИР

ЗАРЕГИСТРИРОВАНА ВНИИМС

Введена взамен документа «Положение об оперативном и коммерческом учете сырой нефти на нефтедобывающих предприятиях», 1995 г.

Настоящая рекомендация не может быть полностью или частично воспроизведена, тиражирована и (или) распространена в качестве официального издания без разрешения АО «Нефтеавтоматика» Минэнерго России

5. ПОРЯДОК ПРОВЕДЕНИЯ КОММЕРЧЕСКОГО УЧЕТА СЫРОЙ

НЕФТИ НА НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЯХ

(РЕГИОНА НЕФТЕДОБЫЧИ)

6. ВЫЧИСЛЕНИЕ МАССЫ НЕТТО СЫРОЙ НЕФТИ

7. ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЙ

8. ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА КОММЕРЧЕСКОГО УЧЕТА СЫРОЙ

НЕФТИ 9. ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ УСЛОВИЯ ПРИЛОЖЕНИЯ:

1. Акт учитываемых параметров (форма) 2. Протокол регистрации результатов измерений массы нетто нефти (форма) 3. Акт приема-сдачи нефти по узлу учета нефти № (форма) 4. Техническое задание на проектирование УУСН (форма) 5. Техническое задание на разработку МВИ массы нетто нефти (форма) 6. Перечень средств измерений и оборудования для УУСН Т

ПОРЯДОК ПРОВЕДЕНИЯ КОММЕРЧЕСКОГО

МИ 2693-

УЧЕТА СЫРОЙ НЕФТИ НА

НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЯХ.

ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

1.1. Настоящая рекомендация устанавливает основные положения о порядке проведения коммерческого учета сырой нефти на нефтедобывающих предприятиях, заключающегося в количественном определении с нормированной погрешностью массы нетто сырой (неподготовленной) нефти методом прямых измерений с помощью массовых расходомеров и объемно-массовым динамическим методом косвенных измерений.

1.2. Рекомендация может быть использована предприятиями и организациями нефтяной отрасли при разработке и реализации технических заданий и проектов узлов учета сырой нефти (УУСН), методик выполнения измерений (МВИ) массы нетто сырой нефти, а также при организации внутрихозяйственного (оперативного) учета сырой нефти.

методическими документами, распространяющимися на УУСН и МВИ.

2. НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ

2.1. При разработке рекомендации использованы следующие законодательные акты и нормативные документы:

Закон Российской Федерации «Об обеспечении единства измерений», 1993 г.

Закон Российской Федерации «Об энергосбережении», 1996 г.

Гражданский кодекс РФ, часть 2, 1995 г.

ГОСТ 33-2000 (ИСО 3104-94). Нефтепродукты. Метод определения кинематической и расчет динамической вязкости ГОСТ 1756-2000 (ИСО 3007-99). Нефтепродукты. Определение давления насыщенных паров ГОСТ 2477-65 Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды ГОСТ 2517-85 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб ГОСТ 3900-85 Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности ГОСТ 6370-83 Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей ГОСТ 9965-76 Нефть для нефтеперерабатывающих предприятий. Технические условия ГОСТ 21534-76 Нефть. Методы определения содержания хлористых солей ГОСТ 26976-86 Нефть и нефтепродукты. Методы определения массы ГОСТ Р 8.563-96 ГСИ. Методики выполнения измерений ГОСТ Р 51069 Нефть и нефтепродукты. Метод определения плотности, относительной плотности и плотности в градусах АРI ареометром (при 15 °С) ПР 50.2.006-94 ГСИ. Порядок проведения поверки средств измерений ПР 50.2.009-94 ГСИ. Порядок проведения испытаний и утверждения типа средств измерений РД 153-39-4-042-99 Инструкция по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти РД 39-5649-81 Правила ввода в промышленную эксплуатацию систем измерений количества нефти РД 39-0147035-225-88 Инструкция по определению газовых факторов и количества растворенного газа, извлекаемого вместе с нефтью из недр МИ 2482-98 ГСИ. Узлы учета сырой нефти коммерческие. Порядок определения суммарной погрешности МИ 2153-2001 ГСИ. Плотность нефти. Требования к методике выполнения измерений ареометром при учетных операциях МИ 2379-96 ГСИ. Давление насыщенных паров. Методика выполнения измерений МИ 2575-2000 ГСИ. Остаточное газосодержание. Методика выполнения измерений МИ 2267-93 ГСИ. Обеспечение эффективности измерений при управлении технологическими процессами. Метрологическая экспертиза технической документации МИ 2415-97 ГСИ. Качество нефти. Нормируемые метрологические характеристики анализаторов и нормы погрешности измерений показателей МИ 2632-2001 ГСИ. Плотность нефти и нефтепродуктов и коэффициентов объемного расширения и сжимаемости. Методы и программы расчета ТУ 39-1435-89. Нефть для транспортирования потребителям. Технические условия ТУ 39-1623-93. Нефть российская, поставляемая для экспорта. Технические условия.

3. ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

Сырая нефть (жидкость) – неподготовленная нефть (не соответствующая 3.1.

требованиям ГОСТ или ТУ на поставку товарной нефти), полученная после сепарации нефти, объемная доля воды в которой составляет от 0 до 80 %. Сырая нефть состоит из нефти, растворенного газа, пластовой воды, солей, механических примесей, а также остаточного после сепарации свободного газа.

3.2. Дегазированная нефть – сырая нефть, освобожденная от растворенного и свободного газа при атмосферном давлении.

Обезвоженная дегазированная нефть – сырая нефть, освобожденная от растворенного и свободного газа при атмосферном давлении и освобожденная от воды до 1 % объемной доли.

Узел учета сырой нефти (УУСН) – система измерений количества и показателей качества нефти (СИКН), привязанная согласно проекту к конкретным местным условиям нефтедобывающего предприятия, выполненная в блочном исполнении или размещенная частично (или полностью) в отдельном помещении, состав которой, технические и метрологические характеристики средств измерений и оборудования соответствуют проекту, разработанному с учетом требований данной рекомендации и рекомендации по проектированию УУСН.

Масса нетто нефти – масса сырой нефти за вычетом балласта, состоящего из воды, свободного и растворенного газа, хлористых солей и механических примесей.

4.1. Настоящая рекомендация устанавливает требования к условиям обеспечения достоверности и заданной точности коммерческого учета массы нетто нефти по аттестованным в установленном порядке МВИ с применением УУСН, прошедших испытания с целью утверждения типа и внесенных в Государственный реестр средств измерений.

4.2. При подготовке к проведению коммерческого учета сырой нефти выполняют следующие условия:

4.2.1. При разработке МВИ массы нетто сырой нефти и проектировании УУСН учитывают условия измерений, влияющие на погрешность измерений массы нетто нефти.

4.2.2. Разработку ТЗ на УУСН осуществляют одновременно с разработкой ТЗ на МВИ массы нетто нефти.

4.2.3. Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти на вновь разрабатываемые и проектируемые УУСН устанавливают на основе технико-экономического анализа.

4.2.4. К пробоотборной системе УУСН предъявляют дополнительные требования, изложенные в настоящей рекомендации.

Осуществляют авторский надзор за реализацией проектов УУСН со стороны разработчика.

4.2.6. Состав УУСН определяют выбранным методом измерений массы нетто нефти при разработке проектов новых УУСН или определяют по составу УУСН метод измерений массы нетто нефти при использовании серийных, а также реконструируемых и модернизируемых УУСН.

5. ПОРЯДОК ПРОВЕДЕНИЯ КОММЕРЧЕСКОГО УЧЕТА СЫРОЙ НЕФТИ НА

НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЯХ

(РЕГИОНА НЕФТЕДОБЫЧИ)

5.1. Порядок проведения коммерческого учета сырой нефти, передаваемой нефтедобывающим предприятием и принимаемой партнером по поставке, устанавливают в документе (регламенте, положении), согласованном заинтересованными сторонами и утвержденном предприятием – приемщиком нефти.

Данный документ является неотъемлемой частью договора на подготовку, транспортировку и откачку товарной нефти.

5.2. Регламент (положение) устанавливает:

5.2.1. Метрологические службы предприятий, осуществляющих весь комплекс мер по определению массы нетто нефти и балласта, а также подготовленной товарной нефти;

контроль за состоянием УУСН предприятий.

5.2.2. Порядок, перечень и формы документов, обеспечивающих:

а) ежесуточный учет массы нетто нефти по УУСН и предприятию в целом;

б) ежедекадный или ежемесячный баланс по массе нетто нефти предприятий;

в) периодическую проверку работы УУСН с выдачей соответствующих актов – предписаний, учитываемых при установлении величины поправочного коэффициента к массе нетто нефти, сданной на УУСН за месяц;

г) определение дисбаланса по товарно-технологическому парку предприятия-приемщика нефти и распределение объемов сданной нефти между нефтедобывающими предприятиями с учетом переданных объемов нефти, дисбаланса, утечек сырой нефти из нефтепроводов предприятий, на балансе которых последние находятся, а также с учетом поправочных коэффициентов к массе нетто сданной нефти по каждому УУСН. Значение поправочного коэффициента к массе нетто сданной нефти по каждому УУСН определяют в зависимости от пределов допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти УУСН, результатов проверок работы УУСН и других факторов, изложенных в регламенте (положении).

5.3. Примеры оформления документов по приему - сдаче нефти на УУСН приведены в приложениях 1, 2, 3.

6. ВЫЧИСЛЕНИЕ МАССЫ НЕТТО НЕФТИ

6.1. Вычисление массы нетто нефти проводят по формулам (1) и (9).

6.2. При использовании объемно-массового динамического метода косвенных измерений с применением объемных преобразователей расхода (турбинных, лопастных и др.) определяют объем сырой нефти в рабочих условиях, объемную долю воды в ней, коэффициенты, учитывающие влияние температуры, давления, растворенного и свободного газа, плотность обезвоженной дегазированной нефти, массовые доли хлористых солей и механических примесей в ней.

Вычисление массы нетто нефти проводят по формуле где Мн – масса нетто нефти, т;

V– объем сырой нефти, измеренный на УУСН в рабочих условиях, м3;

W – объемная доля воды в сырой нефти в рабочих условиях, %;

Kt, Кр – коэффициенты, учитывающие влияние температуры и давления на объем нефти;

Ксг, Крг – коэффициенты, учитывающие влияние растворенного и свободного газа на объем нефти;

– плотность обезвоженной дегазированной нефти, приведенная к нормальным условиям, т/м3;

Wп - массовая доля механических примесей в обезвоженной дегазированной нефти, %;

Wхс - массовая доля хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, %.

автоматическим влагомером или лабораторным методом по аттестованным в установленном порядке МВИ.

Вычисление объемной доли воды в сырой нефти при измерениях лабораторным методом проводят по формуле где Vпр – объем пробы дегазированной нефти, в нормальных условиях, см3;

Vв – объем пластовой воды в пробе дегазированной нефти, приведенный к рабочим условиям на УУСН, см3;

Vвн – объем пластовой воды в полученный по результатам анализа объем воды в пробе на объем пластовой воды.

6.2.2. Коэффициент Kt определяют по формуле где н – коэффициент объемного расширения нефти, °С-1 (из МИ 2153);

tр – температура сырой нефти в измерительной линии или в коллекторе УУСН, °С.

6.2.3. Коэффициент Kр определяют по формуле где F – коэффициент сжимаемости нефти, МПа-1 (из МИ 2153);

Ри – избыточное давление в измерительной линии или в коллекторе УУСН, МПа;

6.2.4. Коэффициент Kсг определяют по формуле где Vсг – объемная доля свободного газа в сырой нефти, %, определяемая по МИ 2575.

6.2.5. Коэффициент Kрг определяют по формуле где Vрг – объемная доля растворенного газа в единице объема сырой нефти на УУСН, приведенного к нормальным условиям, м3/м3, определяется по МИ 2575;

ог – относительная плотность растворенного газа, определяемая по формуле г - плотность газа в нормальных условиях, кг/м3.

где Плотность растворенного и свободного газа в жидкости измеряют по аттестованной в установленном порядке МВИ путем отбора пробы сырой нефти на УУСН и последующего ее разгазирования в соответствии с РД 39-0147035-225;

воз - плотность воздуха при нормальных условиях, кг/м3 (ВОЗ = 1,293 кг/м3).

нормальным условиям, измеряют по аттестованной в установленном порядке МВИ.

6.2.7. Массовую долю механических примесей в обезвоженной дегазированной нефти Wп определяют по ГОСТ 6370.

6.2.8. Массовую долю хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти Wхс определяют по формуле - концентрация хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, мг/дм где (г/м3), определяемая по ГОСТ 21534.

6.3. При использовании объемно-массового динамического метода косвенных измерений с применением объемных преобразователей расхода в комплексе с поточным плотномером, а также при использовании метода прямых измерений с применением на УУСН массовых расходомеров массу нетто нефти вычисляют по формуле где m – масса балласта, т;

Мс – масса сырой нефти, т;

Wв – массовая доля воды в сырой нефти, %;

Wcг – массовая доля свободного газа в сырой нефти, %;

Wрг – массовая доля растворенного газа в сырой нефти, %;

Wп – массовая доля механических примесей в обезвоженной дегазированной нефти, %;

Wхс – массовая доля хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, %.

6.3.1. При использовании объемно-массового динамического метода косвенных измерений с применением объемных преобразователей расхода в комплексе с поточным плотномером массу сырой нефти определяют по формуле где - плотность сырой нефти, измеренная поточным плотномером в условиях, идентичных условиям измерений объема сырой нефти, т/м3.

6.3.2. Массовую долю воды в сырой нефти вычисляют по формуле где - плотность пластовой воды, приведенная к рабочим условиям, измеренная лабораторным методом по аттестованной в установленном порядке МВИ, т/м3;

Объемную долю воды в сырой нефти измеряют поточным влагомером в рабочих условиях или определяют лабораторным методом. Вычисление объемной доли воды в сырой нефти при измерениях лабораторным методом проводят по формуле (2).

6.3.3. Массовую долю свободного газа в сырой нефти вычисляют по формуле где КР – отношение абсолютного давления в линии УУСН к атмосферному в момент измерений объемного содержания свободного газа в сырой нефти в рабочих условиях.

6.3.4. Массовую долю растворенного газа в сырой нефти вычисляют по формуле 6.4. При использовании метода прямых измерений с применением массовых расходомеров массу сырой нефти определяют по данным суммирующего устройства (блока обработки информации).

7. ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЙ

7.1. Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти при использовании объемно-массового динамического метода косвенных измерений с применением объемных преобразователей расхода определяют по формуле М= ±1,1 О +V + +W+СГ+РГ+Т +Р +хс+п, где о - пределы допускаемой относительной погрешности преобразователей расхода, % действующим свидетельством о его метрологической аттестации);

преобразователей расхода или блока обработки информации по объему сырой нефти или массе нетто нефти (подтвержденные сертификатом об утверждении типа средства измерений или действующим свидетельством о его метрологической аттестации);

обезвоженной дегазированной нефти, %;

W - пределы составляющей допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, обусловленной допускаемой абсолютной погрешностью измерений объемной доли воды, %;

СГ - пределы составляющей допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, обусловленной абсолютной погрешностью измерений объемной доли свободного газа, %;

РГ - пределы составляющей допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, обусловленной абсолютной погрешностью измерений остаточного содержания растворенного газа, %;

Т - пределы составляющей допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, обусловленной абсолютной погрешностью измерений температуры, %;

Р - пределы составляющей допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, обусловленной абсолютной погрешностью измерений давления, %;

хс - пределы составляющей допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, обусловленной погрешностью измерений массовой доли хлористых солей, %;

п - пределы составляющей допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, обусловленной погрешностью измерений массовой доли механических примесей, %.

7.2. Погрешности измерений при использовании косвенного объемно-массового динамического метода с применением объемных преобразователей расхода Пределы составляющей допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, обусловленной допускаемой абсолютной погрешностью измерений объемной доли воды в сырой нефти, определяют по формуле где W - пределы допускаемой абсолютной погрешности влагомера (подтвержденные сертификатом об утверждении типа средства измерений) или пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений объемной доли воды в сырой нефти согласно аттестованной в установленном порядке МВИ, %;

WВВ - верхний предел измерений содержания воды в нефти на УУСН согласно ТЗ на МВИ, об. доля воды, %.

7.2.2. Пределы составляющей допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, обусловленной абсолютной погрешностью измерений объемной доли свободного газа СГ, принимают равными пределам основной абсолютной погрешности измерений количества свободного газа. С учетом МИ 2575 они составляют:

± 0,05% в диапазоне измерений от 0,1 до 1 %; ± 0,1 % - в диапазоне от 1 до 2 %; ± 0,25 % - в диапазоне от 2 до 10 % и ± 0,1 % - в случае полного отсутствия газа (нижний предел диапазона измерений прибора УОСГ-100 СКП).

измерений массы нетто нефти, обусловленной погрешностью измерений концентрации растворенного газа РГ с учетом МИ 2575, определяют по формуле где Wрг – пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений массовой доли растворенного газа в сырой нефти, %, определяемые по формуле

V РГМАХ

где рго – пределы основной относительной погрешности измерений растворенного газа, %, согласно МИ 2575;

Vрг мах – максимальная объемная доля растворенного газа в сырой нефти, приведенного к нормальным условиям, м3/м3 нефти на УУСН согласно ТЗ на МВИ массы нетто нефти;

- минимальная плотность сырой нефти согласно ТЗ на МВИ массы нетто нефти.

измерений массы нетто нефти, обусловленной абсолютной погрешностью измерений температуры, определяют по формуле tр – пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры, °С.

где измерений массы нетто нефти, обусловленной погрешностью измерений давления, определяют по формуле где – пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений давления, МПа.

измерений массы нетто нефти, обусловленной погрешностью измерений доли хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, принимают равными пределам допускаемой абсолютной погрешности измерений массовой доли хлористых солей в ней и определяют по формуле С где пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений концентрации хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, мг/дм3 (г/м3).

измерений массы нетто нефти, обусловленной погрешностью измерений массовой доли механических примесей в обезвоженной дегазированной нефти, принимают равными механических примесей Wп, %.

7.3. Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто измерений с применением объемных преобразователей расхода в комплексе с поточным плотномером и при использовании метода прямых измерений с применением на УУСН массовых расходомеров определяют по формуле где Мс – пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, %;

Wм – пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений массовой доли воды в сырой нефти согласно аттестованной в установленном порядке МВИ, %;

Wсг - пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений массовой доли свободного газа в сырой нефти, %;

Wп –пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений массовой доли механических примесей, %;

хлористых солей, %;

Wмв – верхний предел измерений массовой доли воды в сырой нефти, %;

Wсгв- верхний предел измерений массовой доли свободного газа в сырой нефти, %;

растворенного газа в сырой нефти, %;

Wпв - верхний предел измерений массовой доли механических примесей в обезвоженной дегазированной нефти, %;

Wхсв - верхний предел измерений массовой доли хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, %.

7.3.1. Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти при использовании объемно-массового динамического метода косвенных измерений с применением объемных преобразователей расхода в комплексе с поточным плотномером определяют по формуле Мс= ± 1, где пределы допускаемой относительной погрешности поточного плотномера, %.

7.3.2. Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти при использовании прямого метода с применением массовых расходомеров принимают равными пределам их допускаемой относительной погрешности измерений.

7.3.3. Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений массовой доли воды в сырой нефти определяют по формуле 7.3.4. Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений массовой доли свободного газа в сырой нефти определяют по формуле 7.4. Дополнительные погрешности измерений проявление ряда дополнительных систематических и случайных погрешностей измерений, для чего выполняют следующие условия:

При разработке МВИ плотности дегазированной обезвоженной нефти предусматривают стабильное состояние нефти, для чего в процессе подготовки к выполнению измерений плотности исключают неполное дегазирование нефти или чрезмерное удаление ее фракций.

7.4.2. Изменение значений объемных долей свободного и растворенного газа в сырой нефти между двумя периодическими измерениями, регламентированнымиМВИ массы нетто нефти, устанавливают в границах не превышающих пределов допускаемой погрешности измерений указанных параметров.

7.4.3. При поверке массовых расходомеров УУСН с помощью прувера и эталонного плотномера среднюю скорость потока сырой нефти на входе пробозаборного зонда устанавливают равной средней скорости основного потока в месте отбора сырой нефти.

7.4.4. Пробоотборную систему УУСН аттестуют по утвержденной методике (например, по методике ГНМЦ ВНИИР), соответствующей следующитм основным требованиям:

а) отбираемая пробоотборной системой на узел (блок) качества часть потока сырой нефти соответствует по составу основному потоку сырой нефти на УУСН;

б) минимальное число циклов срабатывания автоматического пробоотборника в течение суток устанавливают в зависимости от вида функции флюктуации объемной доли воды в сырой нефти на УУСН;

в) предельно допускаемый коэффициент несоответствия объема объединенной пробы произведению объема разовой пробы на количество циклов срабатываний автоматического пробоотборника в течение суток устанавливает предприятие разработчик его конструкторской документации для стандартных условий на конкретный тип автоматического пробоотборника и владелец УУСН для конкретных условий эксплуатации в зависимости от остаточного содержания свободного и растворенного газа.

7.5. Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти 7.5.1. Значение пределов допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти обосновывают на стадии разработки ТЗ на МВИ массы нетто нефти и на проект УУСН на основе технико-экономического анализа в зависимости от условий измерений, выбранного метода измерений и метрологических характеристик средств измерений УУСН.

7.5.2. Значение пределов допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти на УУСН устанавливают в МВИ массы нетто нефти и в нормативных документах на МВИ на основе МИ 2482.

ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА КОММЕРЧЕСКОГО УЧЕТА СЫРОЙ НЕФТИ

8.1. Коммерческий учет сырой нефти проводят по аттестованной в установленном порядке МВИ массы нетто сырой нефти на автоматизированных узлах учета сырой нефти, имеющих сертификат об утверждении их типа (серийного или индивидуального образца) и принятых в эксплуатацию в установленном порядке. Примеры оформления технических заданий на проектирование УУСН и разработку МВИ массы нетто нефти приведены в приложениях 4 и 5. Разработку конструкторской документации и проектов УУСН осуществляют на основе «Рекомендаций по проектированию узлов учета сырой нефти»

(АО «Нефтеавтоматика»).

8.2. Средства измерений (СИ), входящие в состав УУСН, а также используемые для измерений параметров нефти согласно МВИ, имеют сертификат об утверждении их типа (или действующее свидетельство о метрологической аттестации) и прошли очередную поверку. Перечень СИ и оборудования для УУСН приведен в приложении 6.

Периодичность поверки средств измерений соответствует межповерочным интервалам, установленным при утверждении типов СИ, РД 153-39.4-042.

8.3. Преобразователи расхода УУСН поверяют в соответствии с документами на методики поверки, утвержденными в установленном порядке, на месте эксплуатации с помощью эталонных СИ, технические характеристики которых соответствуют условиям поверки и измерений на УУСН.

Состав СИКН УУСН, технические и метрологические характеристики СИ и оборудования, входящего в состав СИКН, соответствуют проекту или конструкторской документации (КД) на УУСН, разработанным на основании технического задания, настоящей рекомендации, рекомендаций по проектированию коммерческих УУСН.

Рабочий проект на коммерческий УУСН подлежит метрологической экспертизе в ГНМЦ ВНИИР или в другом специализированном в данной области ГНМЦ Госстандарта России.

Ответственность за техническое состояние и метрологическое обеспечение УУСН несет его владелец. Взаимоотношения между сдающей и принимающей сторонами, между владельцем УУСН и организацией, проводящей его обслуживание, определяют в договоре.

На основании КД, проекта на УУСН, инструкций по эксплуатации СИ и оборудования владелец УУСН разрабатывает и согласовывает с партнерами по поставке нефти «Инструкцию по эксплуатации УУСН» для конкретного УУСН, учитывающую условия эксплуатации и регламентирующую условия, изложенные в МВИ массы нетто сырой нефти.

таблице 1.

1. Установка коммерческого учета **При условии ограничения товарной и сырой нефти блочная измерениях массы содержания свободного газа и расхода (турбинный, роторный, лопастной и др.) расхода 4. Преобразователь давления 5. Преобразователь температуры 6. Преобразователь плотности поточный 7. Устройство обработки информации УОИ (БОИ) 8. Вторичный прибор преобразователя расхода – измерительный канал УОИ 10. Визкозиметр 11. Устройство по корректировке коэффициента преобразования ТПР по расходу или вязкости 12. Суммирующий прибор 8.7. При условии выполнения положений, изложенных в данном документе, и использовании СИ с метрологическими характеристиками, приведенными в таблице 1, при проектировании и разработке УУСН и МВИ могут быть нормированы значения пределов допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, приведенные в таблице 2.

*Допускается на стадии разработки проекта УУСН выбор СИ с другими метрологическими характеристиками, с учетом их влияния на пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти.

** Отсутствие свободного газа в сырой нефти контролируют индикатором наличия свободного газа или поточным прибором.

***Коммерческий учет сырой нефти с содержанием воды свыше 50 % объемной доли проводят с предварительным сбросом воды.

9. ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ УСЛОВИЯ

9.1. Измерения вязкости жидкости в потоке на УУСН проводят при крайних значениях концентрации воды и температуры на УУСН в пределах календарного года.

Допускается измерения вязкости сырой нефти, представляющей собой стойкую водонефтяную эмульсию, проводить в лабораторных условиях.

9.2. Измерения остаточного содержания свободного и растворенного газа при уточнении условий измерений на УУСН проводят при двух крайних значениях давления на УУСН через равные промежутки времени в течение периода, установленного программой исследований.

технологического оборудования, влияющие на условия измерений и вносят изменения в регламент работы УУСН и в МВИ массы нетто нефти.

трубопроводе измерительной линии УУСН смеситель (перемешивающее устройство), установленное последовательно с ним пробозаборное устройство, циркуляционный насос, диспергаторы, кран для ручного отбора проб, пробосборник, автоматический пробоотборник, регулятор с регулирующим клапаном, обратный клапан, запорную арматуру.

9.5. Перед пуском в эксплуатацию УУСН, а также при изменении условий измерений, установленных в документах на МВИ массы нетто нефти:

проверяют качество однородности и, соответственно, обеспечение качественных условий отбора сырой нефти из трубопровода. При неудовлетворительных результатах повышают эффективность перемешивающих устройств на измерительных линиях;

определяют минимально допускаемое число циклов срабатывания автоматического пробоотборника в течение суток;

сравнивают коэффициент несоответствия объема объединенной суточной пробы с предельно допускаемым. При превышении коэффициента несоответствия объема объединенной суточной пробы над предельно допускаемым, выявляют и устраняют причину превышения.

-----------------------Наименование предприятия, сдающего нефть

АКТ УЧИТЫВАЕМЫХ ПАРАМЕТРОВ

Приложение: справки о результатах определения параметров.

Наименование предприятия, сдающего нефть

ПРОТОКОЛ РЕГИСТРАЦИИ РЕЗУЛЬТАТОВ ИЗМЕРЕНИЙ МАССЫ НЕФТИ

предприятия, сдающего нефть _ _ _

ПРИЕМА - СДАЧИ НЕФТИ ПО УУСН №

Предприятие: Представитель пункта приема-сдачи _, действующий на основании доверенности №_, от 200 г.

и представитель _, действующий на основании доверенности №, от _ 200 г.

составили настоящий акт о том, что первый сдал, а второй принял нефть, перекачиваемую с _ по _ Суммарная масса нетто нефти составляет _ т, в т.ч. по партиям: т.

Приложения: 1. Протоколы регистрации результатов измерений массы нетто нефти.

2. Акты учитываемых параметров.

Настоящий акт является основанием для финансовых расчетов.

Сдал: _ _ Принял: _ _

СОГЛАСОВАНО УТВЕРЖДАЮ

УЗЕЛ УЧЕТА СЫРОЙ НЕФТИ КОММЕРЧЕСКИЙ

СОГЛАСОВАНО

Руководитель предприятия разработчика проекта «_» _ 200 г.

Наименование проектируемого объекта: Узел учета сырой нефти коммерческий УУСН (№, пр.) 2. Основание для проектирования: договор № 3. Вид строительства: (новое строительство, модернизация, реконструкция) 4. Цель модернизации (реконструкции) 5. Назначение объекта: коммерческий учет сырой нефти Месторасположение объекта: (район, пункт, площадка строительства, место в технологической схеме предварительной подготовки и транспортировки нефти) 7. Номенклатура и объем производства: (один узел учета сырой нефти) 8. Исходные данные для проектирования 8.1. Режим работы УУСН - непрерывный (цикличный) 8.2. Технологическая схема, состав УУСН Наименование, тип эталонного средства измерений расхода (для поверки расходомеров), его производительность, м3/ч (т/ч) Метрологические характеристики УУСН (пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти, пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема или массы сырой нефти (жидкости), % 8.5. Максимальная и минимальная пропускная способность УУСН, м3/ч (т/ч) Количество измерительных линий (БИЛ) в УУСН, включая контрольную и резервные, шт.

8.7. Максимальное и минимальное рабочее давление на УУСН, МПа 8.8. Максимальная и минимальная температура рабочей среды на УУСН в течение года, °С 8.9. Пределы изменения вязкости сырой нефти в рабочих условиях в течение года, сСт 8.10. Максимальная и минимальная плотность сырой нефти в рабочих условиях, кг/м 8.11. Максимальная и минимальная плотность дегазированной обезвоженной нефти, приведенная к нормальным условиям, кг/м режимов), объемная доля, % 8.13. *Пределы изменений содержания остаточного свободного газа в сырой нефти на УУСН в рабочих условиях, объемная доля, % 8.14. **Пределы изменений содержания растворенного газа в сырой нефти, м3/м 8.15. Плотность попутного газа, кг/м 8.16. Плотность пластовой воды, кг/м 8.17. Максимальное содержание мехпримесей в сырой нефти, массовая доля, % 8.18. Объемная доля сероводорода в нефти, % 8.19. Объемная доля парафина в нефти, % 8.20. Особенности структуры потока сырой нефти (стойкая эмульсия или наличие свободной воды) и ее физико-химические свойства 8.21. Возможные нештатные режимы работы и пределы изменений параметров при этих измерениями остаточного содержания свободного и растворенного газа в сырой нефти на УУСН 9. Диаметр подводящего и отводящего нефтепровода к УУСН 10. Особые условия проектирования 11. Дренаж нефти и нефтесодержащих стоков (в дренажную систему) 12. Промливцевые стоки с площадки, УУСН и эталонного преобразователя расхода (в дренажную емкость) 13. Электроснабжение УУСН (основное, резервное) 14. Контрольные кабельные линии 15. Наименование строительно-монтажной организации 16. Наименование проектной организации 18. Сроки начала и окончания строительства 19. Стадийность проектирования (рабочий проект) 20. Состав проекта 21. Охрана труда, техника безопасности, противопожарные мероприятия и мероприятия по охране окружающей среды Примечания:

*При разработке технического задания на проектирование УУСН предусматривают меры, обеспечивающие исключение возможности выделения свободного газа в сырой нефти. Давление, Рмин, на выходе УУСН устанавливают по формуле гле Рс – максимально допускаемое давление сепарации в установке перед УУСН, МПа;

Р = 0,1-0,5 МПа (запас по давлению).

**Измерения остаточного содержания свободного и растворенного газа на УУСН проводят при двух крайних значениях давлений на УУСН через равные промежутки времени в течение установленного программой исследований периода.

Приложения к техническому заданию:

1. Протоколы измерений остаточного содержания свободного и растворенного газа 2. Физико-химические характеристики нефти 3. Генеральный план площадки строительства (горизонтальные и вертикальные планировки, сводный план инженерных сетей) 4. Технические условия на: электроснабжение, теплоснабжение, водоснабжение, 5. Задание на составление сметной документации 6. Характеристика верхних грунтов, максимальный уровень грунтовых вод, максимальнодопускаемая нагрузка на грунты, кг/см2.

Подписи ответственных исполнителей:

Согласовано: главный инженер проекта

СОГЛАСОВАНО УТВЕРЖДАЮ

(партнер по поставке, переработке

МАССА НЕФТИ

МЕТОДИКА ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ НА УЗЛЕ УЧЕТА СЫРОЙ НЕФТИ №

СОГЛАСОВАНО

Руководитель организации – разработчика МВИ «_» _ 200 г.

1. НАИМЕНОВАНИЕ И ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

1.1. Наименование: Масса нефти. Методика выполнения измерений на узле учета сырой нефти (УУСН) №… предприятия 1.2. Настоящая методика выполнения измерений (МВИ) предназначена для использования на узле учета сырой нефти (далее - УУСН) на предприятии (наименование) при коммерческом учете в процессе расчетно-учетных операций массы нетто нефти. В МВИ должны быть учтены особенности оснащения УУСН, параметров сырой нефти и требования к нормам погрешности измерений.

МВИ не может быть использована на узлах учета нефти другими предприятиями и фирмами.

2. ОСНОВАНИЕ ДЛЯ РАЗРАБОТКИ

2.1. Основанием для разработки является договор №… и данное техническое задание.

3. ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ

3.1. УУСН должен соответствовать требованиям рекомендаций « Порядок проведения коммерческого учета сырой нефти на нефтедобывающих предприятиях. Основные положения», «Проектирование узлов учета сырой нефти», проекту коммерческого УУСН №… и принят в эксплуатацию в соответствии с действующими нормами и правилами.

3.2. Все средства измерений узла учета должны быть поверены в установленном порядке.

3.3. Методика должна соответствовать требованиям ГОСТ P 8.563-96.

3.4. Документ на МВИ должен соответствоватьтребованиям НД ГСС и НД ГСИ.

4. ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ И ХАРАКТЕРИСТИКИ СРЕДЫ НА УУСН

4.2. Пропускная способность УУСН, м3/ч 4.3. Давление, МПа 4.4. Температура, °С 4.5. Вязкость, мм2/с:

4.6. Максимальная и минимальная плотность сырой нефти в рабочих условиях, т/м 4.7. Плотность обезвоженной дегазированной нефти при нормальных условиях, т/м 4.8. Содержание парафина, %, максимальное Плотность газа растворенного и свободного, приведенного к нормальному 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. *Концентрация растворенного газа, приведенного к нормальным 4.14. Содержание механических примесей в сырой нефти, массовая доля, % 4.15. Особенности структуры потока сырой нефти (стойкая эмульсия или наличие свободной воды) и физико-химические свойства ее; основные данные.

Примечание:

*Измерение остаточного содержания свободного и растворенного газа на УУСН должно проводиться при двух крайних значениях давления на УУСН через равные промежутки времени в течение периода, равного времени между двумя планируемыми периодическими измерениями указанных параметров в процессе эксплуатации УУСН.

Допускаются в обоснованных случаях измерения остаточного содержания свободного и растворенного газа при уточнении условий измерений на УУСН проводить в течение более короткого периода по утвержденной программе.

РЕЖИМ РАБОТЫ УЗЛА УЧЕТА СЫРОЙ НЕФТИ

5.1. Место установки УУСН (объект, площадка и место в технологической схеме): …..

5.2. Технологическая схема УУСН 5.3. Количество измерительных линий в УУСН, включая контрольную и резервные: ….

5.4. Режим работы УУСН: непрерывный, (цикличный) автоматический.

5.5. Режим работы эталонного средства измерений расхода: периодический.

5.6. Способ поверки работы эталонного средства измерений расхода: …..

5.7. Периодичность отбора объединенной пробы: не менее 1 раза в сутки.

5.8. Возможные нештатные режимы работы УУСН, технологического оборудования и пределы изменений параметров рабочей среды: …..

5.9. Периодичность измерений остаточного содержания свободного и растворенного газа в сырой нефти в процессе эксплуатации УУСН, сутки (месяцы): …..

6. ОСНОВНЫЕ МЕТРОЛОГИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ

6.1. Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти и массы нетто нефти: … %.

Для обеспечения указанных значений погрешностей пределы допускаемых погрешностей средств измерений (СИ), входящих в состав УУСН составляют:

6.2.1. Поточный преобразователь плотности 6.2.2. Автоматический влагомер 6.2.3. Массовые (объемные) расходомеры с допускаемой 6.2.4. Преобразователи давления 6.2.5. Преобразователи температуры 6.2.6. Манометры 6.2.7. Термометры стеклянные

7. СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ, ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА

В состав УУСН входят следующие узлы и блоки:

содержащий: (указать состав).

Блок измерительных линий, включающий фильтры (далее по тексту БИЛ), содержащий: (указать состав).

Эталонное средство измерений расхода с узлом обвязки, с производительностью, … м3/ч (т/ч).

7.1.4. Система обработки информации.

7.1.5. Индикатор содержания свободного газа.

8. ОХРАНА ТРУДА, ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ И ПРОТИВОПОЖАРНЫЕ

МЕРОПРИЯТИЯ, МЕРОПРИЯТИЯ ПО ОХРАНЕ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

8.1. МВИ должна обеспечивать выполнение требований действующих норм и правил по технике безопасности, охране труда, окружающей среды и противопожарные мероприятия.

Приложения к техническому заданию:

1. Протоколы измерений остаточного содержания свободного и растворенного газа.

2. Физико-химические характеристики нефти.

Ответственный исполнитель:

_ _

ПЕРЕЧЕНЬ СРЕДСТВ ИЗМЕРЕНИЙ И ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ УУСН

№ Наименование, тип, ТУ, основные характеристики Примечание п/п фирма - изготовитель Установки учета нефти, внесенные в Государственный реестр средств измерений Установка 15 типоразмеров по ТУ39-00147654-037-95. Массу нетто нефти оперативного учета Диапазоны расходов зависят от условного измеряют согласно «Нефтеавтоматика" Установка 15 типоразмеров по ТУ39-00147654-036-95. Массу нетто нефти коммерческого учета Диапазоны расходов зависят от условного измеряют согласно «Нефтеавтоматика" Блок контроля качества ТУ3900147654-039-95.

нефти БКН-О, Назначение: коммерческий и оперативный опытный завод «Нефтеавтоматика" Блок контроля качества ТУ3900147654-038-95.

нефти БКН-К, Допускается применение при учете сырой Бугульминский неподготовленной нефти с содержанием «Нефтеавтоматика" Блок измерительных 15 типоразмеров по ТУ39-00147654-036-95.

линий БИЛ-1 и БИЛ-2, Диапазоны расходов зависят от условного Бугульминский диаметра и количества измерительных опытный завод линий, и находятся в пределах от 8 до «Нефтеавтоматика" Блок фильтров БФ ТУ39-00147654-036-95 и по ТУ39вертикальный), 00147654-037- Бугульминский опытный завод «Нефтеавтоматика" Катушка «К», ТУ39-00147654-036-95 и по ТУ39Бугульминский 00147654-037- опытный завод «Нефтеавтоматика" Фильтр типа МИГ-ФГ, Бугульминский опытный завод «Нефтеавтоматика»

Блок фильтров БФ-150на базе горизонтальных фильтров МИГ-ФГ необходимость 6,3, Бугульминский опытный завод «Нефтеавтоматика»

турбинный «Норд-М»

Счетчик нефти турбинный МИГ, Бугульминский опытный завод «Нефтеавтоматика»

Преобразователь Диапазон расходов, м /ч: от 14 до 3020 (в Высокая стоимость расхода жидкости зависимости от типоразмера).

турбинный MVTM, Систематическая составляющая фирма «Smith Meter погрешности преобразователя:

Объемные камерные Пределы допускаемой относительной. По специальному счетчики моделей H8, погрешности измерений в диапазоне заказу до 2000 сПз JB10, K12, M16 и др., вязкости до 400 сПз:

фирма «Smith Meter Отношение макс. расхода к минимальному:

Расходомеры массовые Диапазон расходов, т/час: от 0,0025 до 680 Независимость Micro Motion типов F, (в зависимости от типоразмера). результатов DS, DH, DT, DL, CMF, Rosemount»

Измерительные Диапазон измерений скорости: 0 –12,2 м/с. Внесены в (ультразвуковые) расхода жидкости ХМТ Пределы допускаемой относительной 868, РТ 868, РТ 868 - R, погрешности измерений скорости Panametrics Блок резервного учета Индикация полного объема – 6 десятичных С учетом ОАО «ИМС» г. Москва Значение одного импульса отсчета – 1м3 преобразования ТПР Влагомер сырой нефти Диапазон измерений влажности нефти: Низкая стоимость Бугульминский Пределы допускаемой основной опытный завод абсолютной погрешности в диапазонах:

Микропроцессорный Диапазон измерения влажности нефти: Определяет (интеллектуальный) 0 – 100 %.

Phase Dynamics Датчик плотности Пределы допускаемой основной 7835B, фирма Solartron абсолютной погрешности:

Плотномер модели FD Пределы допускаемой основной 960, фирма Onix Вискозиметр 7827, Диапазон измерений вязкости: 1-20000 сПз Имеется канал Датчик температуры Пределы допускаемой основной модели 244ЕН-I1-Q4, абсолютной погрешности:

Rosemount»

Датчик избыточного Пределы допускаемой основной давления модели 3051 погрешности:

TG, фирма «Fisher Rosemount»

давления Метран-43 Пределы допускаемой основной «Метран»

избыточного давления Пределы допускаемой основной «Сапфир-22 Ех ДИ», погрешности:

Челябинский завод «Прибор»

давлений «Метран-43 Перепад давлений: 6,3-630 кПа Ех ДД», Концерн Пределы допускаемой основной «Метран»

Преобразователь Избыточное давление: 4,0; 6,0 МПа «Сапфир-22 Ех ДД», Пределы допускаемой основной Челябинский завод погрешности:

«Прибор»

Индикатор фазового Сигнализация при объемном содержании состояния ИФС-1в свободного газа более 0,5 % Измеритель содержания свободного газа в нефти типа УОСГ-100СКП Измеритель содержания растворенного газа в нефти УОДС-1-СКП автоматический Объем пробы, вмещающейся в баллон: циклов срабатывания Бугульминский Рабочая среда: сырая нефть с содержанием «Нефтеавтоматика»

автоматический Объем пробы, вмещающейся в баллон: циклов срабатывания Бугульминский Рабочая среда: сырая нефть с содержанием «Нефтеавтоматика»

Изокинетический Объем разовой пробы (за цикл):

пробоотборник сырой нефти серии «С», CLIF

MOCK COMPANY

Циркуляционная Объем разовой пробы (за цикл):

пробоотборным зондом С-22, С-22V, CLIF

MOCK COMPANY

Jiskoot Autocontrol Ltd Смеситель Jiskoot, Состав, типоразмер и характеристики по Обеспечение Jiskoot Autocontrol Ltd герметичный ЦМГ, Давление (на входе) в контуре: 2,5 МПа по требованию (блок насоса откачки), Подача при перепаде давления между массоизмерительной АО «Нефтеавтоматика» выходом и входом насоса 0,6 МПа: 12 м3/ч установке типа

Главная >> Проекты

[ СКАЧАТЬ ОРИГИНАЛ ДОКУМЕНТА .pdf ]

Похожие работы:

«ОКАЗАНИЕ ПОМОЩИ В БОРЬБЕ С ТЕРРОРИЗМОМ Сектор по предупреждению терроризма Март 2007 года УПРАВЛЕНИЕ ОРГАНИЗАЦИИ ОБЪЕДИНЕННЫХ НАЦИЙ ПО НАРКОТИКАМ И ПРЕСТУПНОСТИ Вена ОКАЗАНИЕ ПОМОЩИ В БОРЬБЕ С ТЕРРОРИЗМОМ Сектор по предупреждению терроризма Maрт 2007 года ОРГАНИЗАЦИЯ ОБЪЕДИНЕННЫХ НАЦИЙ Нью-Йорк, 2007 год Содержание Стр. I. Задачи................................................. II. Мандат................................»

«КОМПЛЕКСНАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА СОВРЕМЕННОГО СОСТОЯНИЯ БЕРЕГОВ АЗОВСКОГО МОРЯ В ПРЕДЕЛАХ КРАСНОДАРСКОГО КРАЯ Косьян Р.Д., Крыленко М.В. В статье представлены результаты полевых исследований современного состояние берегов Азовского моря и существующих берегозашитных сооружений в пределах выделенных литодинамических систем. Установлено, что особенностью современной динамики изученных берегов является преобладание абразии и локальный характер аккумуляции. Высокой скорости отступания берега при...»

«г. Белгород Дайджест новостей СОДЕРЖАНИЕ 1. Ужесточение западных санкций может понизить рост ВВП России до 0,2-0,3% 2. Профицит федерального бюджета РФ по итогам первого полугодия составил 649,3 млрд руб. 3. России пообещали нулевую инфляцию 4. Россия предлагает странам БРИКС создать энергетическую ассоциацию 5. Иванов: РФ и Китай перейдут на взаиморасчеты в нацвалютах еще нескоро 6. Ведомости: Инновации без рынка 7. Цены на российский газ для Европы могут упасть к 2017 году 8. Крым включили в...»

«МИНИСТЕРСТВО ВЫСШЕГО И СРЕДНЕГО СПЕЦИАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ ТАШКЕНТКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ АВИАЦИОННЫЙ ФАКУЛЬТЕТ Кафедра: “АВИАСТРОЕНИЕ” РАСЧЁТНО-ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА К КУРСОВОМУ ПРОЕТУ ПО ДИСЦИПЛЕНЕ: “СБОРОЧНЫЕ И МАНТАЖНЫЕ РАБОТЫ В ПРОИЗВОДСТВЕ ЛА” На тему: “Разработка технологического процесса и проектирование сборочного приспособления для центроплана ” Выполнил: гр.135-10в АР Ахтамов И. Принял: доц. Абдужабаров Н.А. Ташкент- Содержание Введение.... 1. Краткое описание...»

«Авторы-составители: Есипова Т. П. — руководитель Службы ранней помощи, Шелепова А. В. — руководитель ресурсного центра для семей с детьми с синдромом Дауна ЛУЧИК НАДЕЖДЫ Брошюра адресована родителям, у которых появился ребёнок с синдромом Дауна Брошюра подготовлена при поддержке курса медицинской генетики Новосибирского государственного медицинского университета Издание пособия осуществляется в рамках реализации проекта Ресурсный центр сопровождения семей с детьми с синдромом Дауна раннего...»

«Предисловие к 1-му изданию Газораспределительная система — это трубопроводы, газорегуляторные пункты (установки) и газопотребляющее оборудование. Основное требо вание ко всем этим трем составным частям — обеспечение надежности и безопасности использования газа. В последнее время все большее значение приобретает и экономический фактор. Так, использование при строительстве газопровода полиэтиленовой тру бы сокращает затраты на строительные работы и эксплуатацию. При проектировании или...»

«МЕЖДУНАРОДНАЯ АКАДЕМИЯ ПСИХОЛОГИЧЕСКИХ НАУК СЕДЬМАЯ ВОЛНА ПСИХОЛОГИИ Выпуск 1. Под редакцией Козлова Владимира Качановой Натальи Ярославль, Минск, 2006 ББК 88.4 + 53.57 УДК 159.99 Сборник издается по решению редакционноиздательского отдела МАПН. Седьмая волна психологии. Вып.1./Сб. под ред. Козлова В.В., Качановой Н.А.– Ярославль, Минск: МАПН, ЯрГУ, 2006 – с. Сборник статей представляет обзор теоретических и экспериментальных работ по интегративной психологии. Книга адресована психологам,...»

«ОЛЕГ ПЛАТОНОВ ТАЙНАЯ ИСТОРИЯ МАСОНСТВА Посвящается памяти митрополита Санкт-Петербургского и Ладожского Иоанна (Снычева; 2.11.1995), благословившего этот труд. Платонов О.А. Терновый венец России. Тайная история масонства 1731 - 1996. Издание 2-е, исправленное и дополненное. - Москва: Родник, 1996.-704 с. ВСТУПЛЕНИЕ Эта книга написана на основе подлинных масонских документов, хранящихся в секретных масонских архивах и не подлежавших публикации. Русские масонские тайны оберегались так надежно,...»

«+ АНАЛИЗ РАБОТЫ за 2009/2010 учебный год ПЛАН РАБОТЫ на 2010/2011 учебный год частного общеобразовательного учреждения Лицей-интернат естественных наук Саратов 2010 1 Содержание Стр. 1. Анализ деятельности коллектива ЛИЕН за 2009/2010 учебный год. 3–21 2. Приоритетные задачи лицея-интерната на 2010/2011 учебный год. 22–23 3. Мероприятия по набору учащихся в лицей 4. План проведения педагогических советов 5. План проведения заседаний НМС 6. Система руководства и контроля 7. Мониторинг...»

«УТВЕРЖДАЮ Начальник департамента логистики и МТО филиала ОАО МРСК Сибири - Омскэнерго Лубанс В.Б. 26 октября 2012 года Документация по запросу предложений ЗАПРОС ПРЕДЛОЖЕНИЙ Установка ячейки 10 кВ в РП-10 кВ, строительство КЛ-10 кВ, ВЛЗ-10 кВ, пяти ТП-10/0,4 кВ, организация системы учета электроэнергии для электроснабжения больничного комплекса на 150 койко/мест, находящегося по адресу: Омская область, Азовский ННР, с. Азово с организацией системы учета электроэнергии потребителей Азовского РЭС...»

«1 Океан надежд Практическая психология, эзотерика, философия. XXI век Санкт-Петербург 2О14 2 ББК 53.59 О50 О50 Океан надежд. Практическая психология, эзотерика, философия. XXI век. / Сборник. — СПб.: Издательство Вектор — 2014. — 144 с. ISBN 978 5 9684 2247 7 Океан надежд, как и предыдущие выпуски альманаха: Озеро сло манных копий, Обратный отсчёт, Открытая дверь, Оранжевая долина, Острова Реальности, ОверТайм, — проект, цель которого познакомить читателя со всем многообразием школ и...»

«Министерство образования и науки УР Министерство национальной политики УР Ф Г Б О У В П О У д м у р т с к и й г ос у д а рс т в е н н ы й у н и в е рс и т е т Институт педагогики, психологии и социальных технологий Научно-образовательный центр Интеркультурные исследования и межнациональные взаимодействия ОБРАЗОВАНИЕ И МЕЖНАЦИОНАЛЬНЫЕ ОТНОШЕНИЯ EDUCATION AND INTERETHNIC RELATIONS – IEIR2013 Ижевск 2013 EDUCATION AND INTERETHNIC RELATIONS - IEIR2013 ББК 74.000.513 я УДК 37. О - Издание...»

«ИТОГИ РАБОТЫ. 2012 год. Образование. Наука. Опека и попечительство. Информационно-справочные материалы УПРАВЛЕНИЕ ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ ЛИПЕЦКОЙ ОБЛАСТИ ИТОГИ РАБОТЫ 2012 год ОБРАЗОВАНИЕ НАУКА ОПЕКА И ПОПЕЧИТЕЛЬСТВО ИНФОРМАЦИОННО-СПРАВОЧНЫЕ МАТЕРИАЛЫ Липецк 2013 1 ИТОГИ РАБОТЫ. 2012 год. Образование. Наука. Опека и попечительство. Информационно-справочные материалы Итоги Работы. 2012 год. Образование. Наука. Опека и попечительство. Информационно-справочные материалы. – Липецк, 2013 / Под общей...»

«Уважаемые партнеры, коллеги, друзья! Позвольте представить Вам информационный буклет компании ЗАО Электросетьстройпроект (ЭССП). Мы существуем более 20 лет, за это время предприятие стало известным в России и заслужило высокую репутацию в отраслях энергетики и связи. В 1992 году освоен выпуск линейной арматуры спирального типа для подвески диэлектрических самонесущих оптических кабелей связи на воздушных линиях электропередачи (ВЛ). Одновременно выполняются работы по строительству...»

«Kohl & Partner – Качество в туризме 1. О компании Kohl & Partner 2. наши проекты 3. Наши специалисты 2 О компании Kohl & Partner Kohl & Partner - это консалтинговая компания работающая на международном рынке и специализирующаяся на гостиничном бизнесе и индустрии туризма Kohl & Partner Современный менеджмент компании это Развитие в соответствии с моделью “Качество в туризме” EFQM Австрийская премия по качеству Победитель AQA среди предприятий малого и среднего бизнеса Аффилированный член UNWTO...»

«ИНСТИТУТУ ПРОБЛЕМ НЕФТИ И ГАЗА РАН – 25 ЛЕТ Сообщение 2 А.Н. Дмитриевский ИПНГ РАН, e-mail: [email protected] III. Результаты исследований в области теории, методов и технологии извлечения нефти и газа из недр В Институте проводятся исследования по созданию фундаментального базиса новых технологий разработки нефтяных и газовых месторождений, отражающих изменение структуры запасов, а также работы по совершенствованию традиционных технологий повышения нефтегазоконденсатоотдачи пластов....»

«1. Цель освоения дисциплины Целью освоения дисциплины Горное право является приобретение знаний о правовой системе Российской Федерации, взаимодействии ее отраслей и норм между собой, об общих принципах развития и функционирования системы лицензирования недропользования, правах и обязанностях пользователей недр, требованиях по комплексному и рациональному использованию недр и охране недр, системе и структуре органов исполнительной власти в сфере недропользования. 2. Место дисциплины в структуре...»

«Проект КАЛЕНДАРНЫЙ ПЛАН мероприятий по подготовке и проведению муниципальных выборов в Иркутской области День голосования 2 декабря 2007 г. Сокращения: МО – муниципальное образование ИКМО – избирательная комиссия муниципального образования или ТИК в случае возложения на нее полномочий избирательной комиссии муниципального образования ОИК – окружная избирательная комиссия ТИК – территориальная избирательная комиссия УИК – участковая избирательная комиссия Закон - Закон Иркутской области О...»

«ГРУППА КОМПАНИЙ СГМ ООО СГМ ОАО ВОЛГОГРАДНЕФТЕМАШ ОАО КРАСНОДАРГАЗСТРОЙ ОАО СПЕЦГАЗРЕМСТРОЙ ОАО ЛЕНГАЗСПЕЦСТРОЙ ОАО ВОЛГОГАЗ КАЧЕСТВО – НАДЕЖНОСТЬ – ИННОВАЦИИ НА БАЗЕ ГРУППЫ КОМПАНИЙ СГМ В 2009 ГОДУ СФОРМИРОВАН ХОЛДИНГ, КОТОРЫЙ ОБЪЕДИНЯЕТ СТРОИТЕЛЬНО-МОНТАЖНЫЕ И ПРОИЗВОДСТВЕННЫЕ ПРЕДПРИЯТИЯ С ПОЛУВЕКОВОЙ ИСТОРИЕЙ. ПРЕДПРИЯТИЯ ХОЛДИНГА ИМЕЮТ БОГАТЫЙ ОПЫТ ОБУСТРОЙСТВА НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ, СТРОИТЕЛЬСТВА МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ И ПРОМЫШЛЕННЫХ ОБЪЕКТОВ, ГАЗИФИКАЦИИ, ПРОИЗВОДСТВА...»

«Абхазии Джавахишвили Грузии Абхазия дней ИНТЕЛЕКТИ 2009 Цебельде. коллегия: редактор) Берадзе Гванцеладзе коллектив: Рецензенты: Жордания Санадзе Путкарадзе 7 Введение России. периода. XXII). 3 коллегами. обзор №13). ответвлений. мысы. Псху. др. (Бзыбской). Кавказе. Шавцкала. Эгри. Афон). теснину. Амткел. Арриана. заповедники. здравницу. др. этнос. Гульрипш. XXв. происхождения. царству....»

наверх

<< ГЛАВНАЯ | КОНТАКТЫ

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА (Авторефераты, диссертации, методички, учебные программы, монографии)

ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ

ИНСТИТУТ РАСХОДОМЕТРИИ ( ГНМЦ ВНИИР )

ГОССТАНДАРТА РОССИИ

УТВЕРЖДАЮ

РЕКОМЕНДАЦИЯ

ПОРЯДОК ПРОВЕДЕНИЯ КОММЕРЧЕСКОГО УЧЕТА СЫРОЙ НЕФТИ

НА НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЯХ.

ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

РАЗРАБОТАНА ГНМЦ ВНИИР

УТВЕРЖДЕНА ГНМЦ ВНИИР

ЗАРЕГИСТРИРОВАНА ВНИИМС

ОГЛАВЛЕНИЕ

5. ПОРЯДОК ПРОВЕДЕНИЯ КОММЕРЧЕСКОГО УЧЕТА СЫРОЙ

НЕФТИ НА НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЯХ

6. ВЫЧИСЛЕНИЕ МАССЫ НЕТТО СЫРОЙ НЕФТИ

8. ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА КОММЕРЧЕСКОГО УЧЕТА СЫРОЙ

РЕКОМЕНДАЦИЯ

ПОРЯДОК ПРОВЕДЕНИЯ КОММЕРЧЕСКОГО

УЧЕТА СЫРОЙ НЕФТИ НА

НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЯХ.

ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

2. НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ

3. ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

5. ПОРЯДОК ПРОВЕДЕНИЯ КОММЕРЧЕСКОГО УЧЕТА СЫРОЙ НЕФТИ НА

НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЯХ

(РЕГИОНА НЕФТЕДОБЫЧИ)

6. ВЫЧИСЛЕНИЕ МАССЫ НЕТТО НЕФТИ

7. ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЙ

V РГМАХ

ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА КОММЕРЧЕСКОГО УЧЕТА СЫРОЙ НЕФТИ

9. ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ УСЛОВИЯ

АКТ УЧИТЫВАЕМЫХ ПАРАМЕТРОВ

ПРОТОКОЛ РЕГИСТРАЦИИ РЕЗУЛЬТАТОВ ИЗМЕРЕНИЙ МАССЫ НЕФТИ

ПРИЕМА - СДАЧИ НЕФТИ ПО УУСН №

СОГЛАСОВАНО УТВЕРЖДАЮ

УЗЕЛ УЧЕТА СЫРОЙ НЕФТИ КОММЕРЧЕСКИЙ

СОГЛАСОВАНО

СОГЛАСОВАНО УТВЕРЖДАЮ

МАССА НЕФТИ

МЕТОДИКА ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ НА УЗЛЕ УЧЕТА СЫРОЙ НЕФТИ №

СОГЛАСОВАНО

1. НАИМЕНОВАНИЕ И ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

2. ОСНОВАНИЕ ДЛЯ РАЗРАБОТКИ

3. ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ

4. ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ И ХАРАКТЕРИСТИКИ СРЕДЫ НА УУСН

РЕЖИМ РАБОТЫ УЗЛА УЧЕТА СЫРОЙ НЕФТИ

6. ОСНОВНЫЕ МЕТРОЛОГИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ

7. СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ, ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА

8. ОХРАНА ТРУДА, ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ И ПРОТИВОПОЖАРНЫЕ

МЕРОПРИЯТИЯ, МЕРОПРИЯТИЯ ПО ОХРАНЕ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

ПЕРЕЧЕНЬ СРЕДСТВ ИЗМЕРЕНИЙ И ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ УУСН

MOCK COMPANY

MOCK COMPANY

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
(Авторефераты, диссертации, методички, учебные программы, монографии)