Упаковка, маркировка и хранение арбитражных проб нефти, отобранных на случай разногласий в оценке качества нефти, производится в соответствии с ГОСТ 1510-84 совместно представителями сдающей стороны и принимающей стороны.
Арбитражные пробы по определению содержания воды в нефти, плотности, хлористых солей, вязкости, мех. примесей, давления насыщенных паров, парафинов хранятся 25 дней, а на серу и фракционный состав – хранятся 3 месяца на территории УУН. При формировании арбитражных проб товарной нефти учитывать условия их формирования, обеспечивающие достоверность результатов измерений. Арбитражная проба формируется из среднесменной пробы в объеме ~ 1000 см3.
Анализ арбитражных проб осуществляется по согласованию сторон. Результат анализа арбитражной пробы является окончательным и не подлежит оспариванию.
2.5.3.2. Виды и периодичность проведения анализов.
Лаборатория обеспечивает выполнение анализов нефти при приемо-сдаточных операциях, необходимых для осуществления контроля качества сдаваемой нефти:
- плотность нефти определяется поточным плотномером и УОИ автоматически приводится к условиям БКК и условиям измерения объема (ПР). При выходе работающего ПП из строя, производится переключение на резервный ПП. При невозможности работы по поточному плотномеру (А или В) плотность нефти измеряется ареометром по точечным пробам каждые 2 часа в БКК или химико-аналитической лаборатории.
Измерения плотности выполняются согласно ГОСТ 3900 с учетом требований МИ 2153. При расчетах значения плотности учитывается систематическая погрешность из свидетельства на МВИ измерения плотности нефти ареометром.
- содержание хлористых солей определяется по ГОСТ 21534-76 по среднесменной объединенной пробе;
- содержание воды в среднесменной объединенной пробе нефти определяется по ГОСТ 2477-65 и вносится ежесменно в паспорт качества;
- содержание механических примесей по ГОСТ 6370-83 по среднедекадной пробе;
- определение вязкости нефти по ГОСТ 33-00 по индивидуальным пробам при проведении контроля (сличения) метрологических характеристик ТПР, а также по требованию служб метрологии и при изменении температуры и сортности нефти;
- определение давления насыщенных паров по ГОСТ 1756-00 по индивидуальным пробам ежедекадно;
- содержание серы по ГОСТ 1437-75 по среднедекадной пробе;
- фракционный состав нефти по ГОСТ 2177-99 и по п. 3.2. ТУ 39-1623 - 93 один раз в декаду по среднесменной пробе;
- содержание парафинов по ГОСТ11851-85 один раз в месяц по индивидуальной пробе или по требованию Принимающей стороны.
Внутренний лабораторный контроль производится по МИ 2335-95 «Внутренний контроль качества результатов количественного химического анализа» согласно утвержденного Графика.
Внешний лабораторный контроль производится согласно п.3.2.2. РД 39-10/02 – 0005 –89. «Методические указания. Контроль точности результатов измерений физико-химических показателей нефти в аналитических лабораториях» и Графика в других аккредитованных лабораториях.
Пробы для проведения внешнего лабораторного контроля снимаются с арбитража и доставляются на внешний лабораторный контроль представителями принимающей стороны с последующей выдачей результатов анализа.
2.5.3.3 Порядок отбора объединенной пробы автоматическим пробоотборником
2.6. Порядок взаимодействия с обслуживающей организацией и границы технического обслуживания оборудования СИКН и ТПУ.
2.6.1 Техническое обслуживание средств измерений, участвующих в товарно-коммерческих операциях, производится обслуживающей организацией по ежегодно заключаемому Договору и Графику техобслуживания (Приложение к Договору в соответствии с РД 39-109-91 и РД 153-39.4-042-99).
2.6.2. Порядок взаимодействия между Владельцем УУН и обслуживающей организацией определяется условиями договора. Владелец УУН обеспечивает обслуживающую организацию необходимым ЗИП и обменным фондом для УУН, создает необходимые условия для хранения ЗИП, инструмента, обеспечивает их сохранность, в обязательном порядке обеспечивает помещением для качественного ремонта средств измерении.
2.6.3 Обслуживающая организация устраняет неисправности средств измерений и оборудования, находящегося на обслуживании: в течение 24-х часов – не обеспеченного резервом, в течение 4 часов – обеспеченного резервом.
2.7. Указания мер безопасности.
2.7.1.Условиями безопасной эксплуатации и технического обслуживания СИКН являются знание и соблюдение персоналом правил техники безопасности, промсанитарии при эксплуатации объектов с взрывопожароопасными свойствами.
2.7.2.Должны соблюдаться следующие требования основных нормативных документов:
-Правила безопасности при эксплуатации средств измерений и оборудования , приведенными в эксплуатационной документации;
-Правила технической эксплуатации электроустановок (ПТЭ) и Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок электропотребителей (ПТБ);
-РД 153-39.4-042-99 “Инструкция по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерения количества и показателей качества нефти”;
-Правилами безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов;
-Правилами безопасности труда, действующими на объектах Ураиского УМН, а также настоящей инструкцией.
2.7.3. Помещение узла учета должно быть обеспечено первичными средствами пожаротушения, содержаться в чистоте. Нельзя размещать в нем горючие предметы и материалы.
2.7.4. Вторичная аппаратура, щиты управления, являются действующей электроустановкой до 1000 В, на которые распостраняются «Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей», «Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей» и «Санитарными нормами проектирования промышленных предприятий» (СН-245-71).
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.