Приложение Б

к ГОСТу Р 8.615-2005

(в ред. Изменения N 1, утв. Приказом Ростехрегулирования

от 26.08.2008 N 188-ст)

(рекомендуемое)

ФОРМА ТЕХНИЧЕСКОГО ЗАДАНИЯ НА РАЗРАБОТКУ МЕТОДИКИ

ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ "МАССА СЫРОЙ НЕФТИ. МЕТОДИКА

ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ С ПОМОЩЬЮ СИКНС N ____"

                                                  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, куб. м/ч:

    - максимальный: ____________;

    - минимальный: ____________.

    4.3. Давление, МПа:

    - максимальное: ____________;

    - минимальное: ____________.

    4.4. Температура, °С:

    - максимальная: ____________;

    - минимальная: ____________.

    4.5. Вязкость, кв. мм/с:

    - максимальная: ____________;

    - минимальная: ____________.

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

    - максимальная: ____________;

    - минимальная: ____________.

    4.7.   Плотность   обезвоженной   дегазированной  нефти  в  стандартных

условиях, кг/куб. м:

    - максимальная: ____________;

    - минимальная: ____________.

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

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

    4.10.  Плотность  свободного  и  растворенного   газа  в  сырой  нефти,

приведенного к стандартному давлению, т/куб. 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, куб.

м/куб. 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/куб. 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, куб. 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.