Инструкция «Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-3 (ДНС-7) ЦСП Барсуковского месторождения» (НА.ГНМЦ.0297-18 МП)

Инструкция

Тип документа

Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-3 (ДНС-7) ЦСП Барсуковского месторождения

Наименование

НА.ГНМЦ.0297-18 МП

Обозначение документа

ОП ГНМЦ АО "Нефтеавтоматика"

Разработчик

904 Кб
1 файл

ЗАГРУЗИТЬ ДОКУМЕНТ

  

УТВЕРЖДАЮ

рр on гнмц

еавтоматика»

Ojl. М.С. Немиров

2018 г.

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-3 (ДНС-7) ЦПС Барсуковского месторождения

Методика поверки

НА.ГНМЦ.0297-18 МП

Казань

2018

РАЗРАБОТАНА

ИСПОЛНИТЕЛИ:

Обособленным подразделением Головной научный метрологический центр АО «Нефтеавтоматика» в г. Казань

(ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика»)

Целищева Е.Ю.,

Сайфугалиев Б.Ш.

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-3 (ДНС-7) ЦПС Барсуковского месторождения (далее - СИКНС) и устанавливает методику ее первичной и периодической поверки.

Интервал между поверками СИКНС: один год.

1 Операции поверки

При проведении поверки выполняют следующие операции:

  • 1.1 Внешний осмотр (п.п. 6.1);

  • 1.2 Подтверждение соответствия программного обеспечения (далее - ПО) СИКНС (п.п. 6.2);

  • 1.3 Опробование (п.п. 6.3);

  • 1.4 Определение метрологических характеристик (далее - MX):

    • 1.4.1 Определение MX средств измерений (далее - СИ), входящих в состав СИКНС (п.п. 6.4.1);

    • 1.4.2 Определение пределов допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти (п.п. 6.4.2).

2 Средства поверки
  • 2.1 Рабочий эталон 2-го разряда в соответствии с частью 2 Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, утвержденной приказом Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256 в диапазоне расходов, соответствующему диапазону расходов СИКНС.

  • 2.2 Средства поверки в соответствии с документами на поверку СИ, входящих в состав СИКНС.

  • 2.3 Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение MX поверяемой СИКНС с требуемой точностью.

3 Требования безопасности

При проведении поверки соблюдают требования, определяемые:

в области охраны труда и промышленной безопасности:

  • - «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», утверждены приказом Ростехнадзора от 12.03.2013 № 101;

  • - Трудовой кодекс Российской Федерации;

в области пожарной безопасности:

  • - СНиП 21-01-97 «Пожарная безопасность зданий и сооружений»;

  • - «Правила противопожарного режима в Российской Федерации», утверждены постановлением Правительства РФ №390 от 25.04.2012;

  • - СП 12.13130.2009 «Определение категорий помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности»;

  • - СП 5.13130.2009 «Системы противопожарной защиты. Установки пожарной сигнализации и пожаротушения автоматические. Нормы и правила проектирования»;

в области соблюдения правильной и безопасной эксплуатации электроустановок:

  • - ПУЭ «Правила устройства электроустановок»;

в области охраны окружающей среды:

-Федерального закона от 10.01.2002 г. № 7-ФЗ «Об охране окружающей среды» и других законодательных актов по охране окружающей среды, действующих на территории РФ.

4 Условия поверки

При проведении поверки соблюдают условия в соответствии с требованиями нормативной документации (далее - НД) на поверку СИ, входящих в состав СИКНС.

Таблица! - Характеристики измеряемой среды

Наименование характеристики

Значение

Измеряемая среда

сырая нефть

Рабочий диапазон плотности измеряемой среды, кг/м3

от 800,0 до 950,0

Рабочий диапазон температуры измеряемой среды, °C

от +5 до +50

Рабочий диапазон давления измеряемой среды, МПа

от 0,3 до 4,0

Объемная доля воды в сырой нефти, %

не более 10,0

Диапазон измерений массового расхода сырой нефти, т/ч

от 5 до 70

5 Подготовка к поверке

Подготовку к поверке проводят в соответствии с инструкцией по эксплуатации СИКНС и НД на поверку СИ, входящих в состав СИКНС.

При подготовке к поверке проверяют наличие действующих свидетельств о поверке и (или) знаков поверки на СИ, входящих в состав СИКНС.

6 Проведение поверки
  • 6.1 Внешний осмотр

При внешнем осмотре должно быть установлено соответствие СИКНС следующим требованиям:

  • - комплектность СИКНС должна соответствовать технической документации;

  • - на компонентах СИКНС не должно быть механических повреждений и дефектов покрытия, ухудшающих внешний вид и препятствующих применению;

  • - надписи и обозначения на компонентах СИКНС должны быть четкими и соответствующими технической документации.

  • 6.2 Подтверждение соответствия ПО.

    • 6.2.1 Проверка идентификационных данных ПО программы измерительновычислительного комплекса Вектор-02 (далее - ИВК).

Чтобы определить идентификационные данные ПО ИВК необходимо выполнить нижеперечисленные процедуры.

В меню навигации выбрать пункт «Сервис». В меню «Сервис» выбрать пункт «О программе». На экран выводится окно, в левом нижнем углу которого указан номер версии (идентификационный номер) ПО. При нажатии на клавишу «Рассчитать» в строке «Контр.Сумма CRC32:» появится цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода), рассчитанный по алгоритму CRC-32.

Полученные идентификационные данные ПО ИВК заносят в соответствующие разделы протокола по форме приложения А.

  • 6.2.2 Если идентификационные данные ПО, указанные в описании типа СИКНС, и полученные в ходе выполнения п.6.2.1 идентичны, то делают вывод о подтверждении соответствия ПО СИКНС ПО, зафиксированному во время проведения испытаний в целях утверждения типа, в противном случае результаты поверки признают отрицательными.

  • 6.3 Опробование.

Опробование проводят в соответствии с НД на поверку СИ, входящих в состав СИКНС.

  • 6.4 Определение MX.

    • 6.4.1 Определение MX СИ, входящих в состав СИКНС, проводят в соответствии с НД, приведенными в таблице 2.

Таблица2 - Перечень НД на поверку СИ

Наименование СИ

НД

Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion CMF 200 (далее-ПР)

МП 45115-16 «ГСИ. Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion. Методика поверки» с изменением №1

МИ 3151-2008 «Счетчики-расходомеры массовые. Методика поверки на месте эксплуатации трубопоршневой   поверочной установкой   в

комплекте   с   поточным   преобразователем

плотности»

МИ 3272-2010 «Счетчики-расходомеры массовые. Методика поверки на месте эксплуатации компакт-прувером    в    комплекте    с    турбинным

преобразователем    расхода    и    поточным

преобразователем плотности»

МИ 3189-2009 «Рекомендация. ГСИ. Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion фирмы «Emerson Process Management». Методика поверки комплектом трубопоршневой поверочной установки и поточного преобразователя плотности»

МИ 3313-2011 «ГСИ. Счетчики-расходомеры массовые. Методика поверки с помощью эталонного счетчика-расходомера массового»

Влагомеры       нефти

поточные

УДВН-1пмЗ

МП 0309-6-2015 «Инструкция. ГСИ. Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм. Методика поверки»

МИ 2366-2005 «Рекомендация. Государственная система обеспечения единства измерений. Влагомеры нефти типа УДВН. Методика поверки»

МИ 3303-2011 «ГСИ. Влагомеры нефти поточные. Методика поверки»

Датчик      избыточного

давления Метран-150ТОЗ

МП 4212-012-2013 «Датчики давления Метран-150. Методика поверки»

Датчик      температуры

Термопреобразователь сопротивления     ТСМУ

JUMO

МП      60922-15      «Термопреобразователь

сопротивления 90.2020, 90.2050, 90.2210, 90.2220, 90.2230,  90.2240,  90.2250,  90.2820. Методика

поверки»

Расходомер    жидкости

турбинный ЕНХА

МП 11735-06:

  • 1.   «Государственная система обеспечения единства измерений, Расходомеры жидкости турбинные типов RTF и PNF. Методика поверки»

  • 2. «Расходомеры жидкости турбинные типов RTF и PNF. Рабочие эталоны. Методика поверки»

  • 3. «Расходомеры жидкости турбинные типов RTF и PNF. Инструкция по поверке»

  • 6.4.2 Определение относительной погрешности измерений массы сырой нефти.

При прямом методе динамических измерений за погрешность измерений массы сырой нефти 6М, %, принимают пределы допускаемой относительной погрешности измерений ПР.

Относительная погрешность ПР в диапазоне расходов на рабочей измерительной линии (далее - ИЛ) не должна превышать ±0,25%, относительная погрешность ПР в диапазоне расходов на резервно-контрольной ИЛ не должна превышать ±0,20%.

Значения пределов относительной погрешности измерений массы сырой нефти не должны превышать ±0,25%.

  • 6.4.3 Определение пределов допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти.

Пределы относительной погрешности измерений массы нетто нефти дМн, %, вычисляют по формуле:

Н = ±1,1 •

(1)

где Д^в

пределы допускаемой абсолютной погрешности массовой доли воды в сырой нефти, %;

массовая доля воды в сырой нефти, %; пределы допускаемой абсолютной погрешности

измерений

W *кмп

измерений массовой доли хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, %;

массовая доля хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, %;

пределы допускаемой абсолютной погрешности массовой доли механических примесей в дегазированной нефти, %;

массовая доля механических примесей в дегазированной нефти, %.

измерений обезвоженной

обезвоженной

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения воды в сырой нефти Д^, % рассчитывают по формуле:

Дфв ■ Рв20

массовой доли

в \          , (рв

I1 1007     + 100 ’Рв

(2)

где Д<рв - пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений объемной доли воды поточного влагомера, %;

- объемная доля воды в сырой нефти, измеренная поточным влагомером, %;

рВго - плотность пластовой воды при 20°С , кг/м3;

рН2о - плотность обезвоженной дегазированной нефти при 20°С.

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения массовой доли механических примесей в обезвоженной дегазированной нефти Д^мп- %» рассчитывают по формуле:

где /?мпмп - воспроизводимость и повторяемость метода измерений массовой доли механических примесей в обезвоженной дегазированной нефти по ГОСТ 6370, %.

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения массовой доли хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти Д^, %, рассчитывают в соответствии с ГОСТ 33701 с учетом пересчета в единицы массовой доли хлористых солей по формуле:

(4)

где /?хсхс - воспроизводимость и повторяемость метода измерений массовой концентрации хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти по ГОСТ 21534, %.

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при объемной доле воды в сырой нефти до 5% не должны превышать ±0,35%, при объемной доле воды в сырой нефти от 5% до 10% не должны превышать ±0,4%.

7 Оформление результатов поверки
  • 7.1 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке СИКНС в соответствии с требованиями документа «Порядок проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке», утвержденного приказом Минпромторга России № 1815 от 02.07.2015 г. На оборотной стороне свидетельства о поверке системы указывают:

  • - наименование измеряемой среды;

  • - значения пределов относительной погрешности измерений массы сырой нефти;

  • - идентификационные признаки ПО СИКНС.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНС.

  • 7.2 При отрицательных результатах поверки СИКНС к эксплуатации не допускают, свидетельство о поверке аннулируют и выдают извещение о непригодности к применению в соответствии с документом «Порядок проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке», утвержденным приказом Минпромторга России № 1815 от 02.07.2015 г.

Приложение А

(рекомендуемое)

Форма протокола подтверждения соответствия ПО СИКНС

Место проведения поверки:______________________________________________________________

Наименование СИ:__________________________________________________________________

Заводской номер СИ: №___________________________________________________________________

Идентификационные данные ПО_____________________________________________________:

(наименование ПО)

Идентификационные данные

Значение, полученное во время поверки СИКНС

Значение,указанное в описании типа СИКНС

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер ПО)

Цифровой идентификатор ПО

Другие идентификационные данные

Заключение: ПО СИКНС соответствует/не соответствует ПО, зафиксированному во время испытаний в целях утверждения типа СИКНС.

Должность лица проводившего поверку:

(подпись)          (инициалы, фамилия)

Дата поверки:                                                             «_____»    ____________ 20___г.

8

Настройки внешнего вида
Цветовая схема

Ширина

Левая панель