Методика поверки «Государственная система обеспечения единства измерений СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПАРАМЕТРОВ НЕФТИ СЫРОЙ ДНС-2 ЮЖНО-БАЛЫКСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ» (МП 1181-9-2020)

ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ РАСХОДОМЕТРИИ -ФИЛИАЛ ФЕДЕРАЛЬНОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО УНИТАРНОГО ПРЕДПРИЯТИЯ «ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ МЕТРОЛОГИИ ИМ.Д.И.МЕНДЕЛЕЕВА»

ВНИИР - филиал ФГУП «ВНИИМ им.Д.И.Менделеева»

УТВЕРЖДАЮ

С. Тайбинский

- филиала

Д.И. Менделеева»

Государственная система обеспечения единства измерений

СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПАРАМЕТРОВ НЕФТИ СЫРОЙ ДНС-2 ЮЖНО-БАЛЫКСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Методика поверки

МП 1181-9-2020

Казань

2020

ВНИИР - филиал ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева»

В.В. Гетман

ВНИИР - филиал ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева»

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и параметров нефти сырой ДНС-2 Южно-Балыкского месторождения (далее - СИКНС) и устанавливает методику первичной поверки при вводе в эксплуатацию, а также после ремонта и периодической поверки при эксплуатации.

Поверку СИКНС проводят в диапазоне измерений, указанном в описании типа, или фактически обеспечивающимся при поверке диапазоне измерений с обязательным указанием в свидетельстве о поверке информации об объеме проведенной поверки.

Фактический диапазон измерений не может превышать диапазона измерений, указанного в описании типа СИКНС.

Если очередной срок поверки средств измерений (СИ) из состава СИКНС наступает до очередного срока поверки СИКНС, поверяется только это средство измерений, при этом поверку СИКНС не проводят.

Интервал между поверками СИКНС - 12 месяцев.

Интервал между поверками СИ из состава СИКНС указан в документах на методики поверки СИ.

При проведении поверки выполняют операции, приведенные в таблице 1.

Таблица 1 - Операции поверки

• 2.1 Рабочий эталон 1-го или 2-го разряда в соответствии с Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Госстандарт) от 07.02.2018 г. № 256 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости», обеспечивающий определение метрологических характеристик счетчиков - расходомеров массовых в требуемых диапазонах расхода.

• 2.1 Средства поверки, указанные в документах на методики поверки СИ, входящих в состав СИКНС.

• 2.3 Допускается применять другие аналогичные по назначению средства поверки утвержденных типов, если их метрологические характеристики не уступают указанным в документах на методики поверки СИ, входящие в состав СИКНС.

• 3.1   К поверке допускаются лица, изучившие руководство по эксплуатации на СИКНС и имеющие квалификационную группу по электробезопасности не ниже III в соответствии с ПОТ Р М-016-2001 «Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок».

• 4.1 При проведении поверки соблюдают требования, определяемые:

• - в области охраны труда - Трудовым кодексом Российской Федерации;

• - в области промышленной безопасности - Федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (приказ Ростехнадзора № 101 от 12 марта 2013 г. «Об утверждении Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности»), Руководством по безопасности «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов» (приказ № 784 от 27 декабря 2012 г. «Об утверждении Руководства по безопасности «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов»), а также другими действующими отраслевыми документами;

• - в области пожарной безопасности - Федеральным законом Российской Федерации от 22 июля 2008 г. № 123-ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности», Постановление Правительства Российской Федерации от 25 апреля 2012 г. № 390 «О противопожарном режиме» (вместе с «Правилами противопожарного режима в Российской Федерации»), СНиП 21.01-97 (с изм. № 1, 2) «Пожарная безопасность зданий и сооружений»;

• - в области соблюдения правильной и безопасной эксплуатации электроустановок -Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей;

• - в области охраны окружающей среды - Федеральным законом Российской Федерации от 10 января 2002 г. № 7-ФЗ (ред. 12 марта 2014 г.) «Об охране окружающей среды» и другими действующими законодательными актами на территории РФ.

• 4.2   Площадка СИКНС должна содержаться в чистоте без следов нефти и должна быть оборудована первичными средствами пожаротушения согласно Правил противопожарного режима в Российской Федерации.

• 4.3   СИ и вспомогательные устройства, применяемые при выполнении измерений, должны иметь взрывозащищенное исполнение в соответствии с требованиями ГОСТ 31610.0-2019 «Взрывоопасные среды. Часть 0. Оборудование. Общие требования».

• 4.4  Вторичную аппаратуру и щиты управления относят к действующим электроустановкам с напряжением до 1000 В, на которые распространяются Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей, Правила устройства электроустановок.

При проведении поверки соблюдают условия в соответствии с требованиями документов на методики поверки СИ, входящих в состав СИКНС.

Характеристики нефти при проведении поверки должны соответствовать требованиям, приведенным в таблице 2.

Соответствие характеристик нефти значенияги в таблице 2 проверяют по данным отчетных документов.

6 Подготовка к поверке

Подготовку средств поверки и СИКНС осуществляют в соответствии с их эксплуатаци

онной документацией.

• 7.1 Внешний осмотр

При внешнем осмотре проверяют комплектность и внешний вид СИКНС.

• 7.1.1 Комплектность СИКНС должна соответствовать ее описанию типа и эксплуатационной документации.

• 7.1.2 При проверке внешнего вида СИКНС должны выполняться следующие требования:

• - на компонентах СИКНС не должно быть механических повреждений, препятствующих ее применению и проведению поверки;

• - надписи и обозначения на компонентах СИКНС должны быть четкими и читаемыми без применения технических средств, соответствовать технической документации;

• - СИ, входящие в состав СИКНС, должны быть снабжены средствами защиты (пломбировки) в соответствии с описанием типа на средства измерений, эксплуатационной документацией или МИ 3002-2006 «Рекомендация. ГСИ. Правила пломбирования и клеймения средств измерений и оборудования, применяемых в составе систем измерений количества и показателей качества нефти и поверочных установок».

СИКНС, не прошедшая внешний осмотр, к поверке не допускается.

12 Подтверждение соответствия программного обеспечения (ПО).

• 7.2.1 При проверке идентификационных данных ПО должно быть установлено соответствие идентификационных данных ПО СИКНС сведениям, приведенным в описание типа на сикнс.

• 7.2.2  Определение идентификационных данных ПО комплекса измерительновычислительного «ОКТОПУС-Л» (далее - ИВК) проводят в соответствии с его руководством по эксплуатации.

• 7.2.3 Определение идентификационных данных ПО автоматизированного рабочего места (АРМ) оператора СИКНС проводят в соответствии с руководством оператора.

• 7.3 Опробование

• 7.3.1 Опробуют СИКНС путем увеличения или уменьшения расхода измеряемой среды в пределах рабочего диапазона измерений.

Результаты опробования считаются удовлетворительными, если при увеличении или уменьшении расхода измеряемой среды соответствующим образом изменялись показания на соответствующих средствах отображения информации.

• 7.3.2 Проверяют герметичность СИКНС.

Проверку герметичности СИКНС проводят согласно эксплуатационной документации на СИКНС.

СИКНС считается выдержавшей проверку, если на элементах и компонентах СИКНС нет следов протечек нефти или снижения давления.

• 7.4 Определение метрологических характеристик

• 7.4.1 Определение метрологических характеристик СИ, входящих в состав СИКНС.

Определение метрологических характеристик СИ, входящих в состав СИКНС, проводят в соответствии с документами на методики поверки, указанными в описании типа СИ.

• 7.4.2 Определение относительной погрешности измерений массы нефти сырой

При прямом методе динамических измерений относительную погрешность измерений массы нефти сырой, 8Мнс, %, принимают равной относительной погрешности измерений массы нефти СРМ.

Относительная погрешность измерений массы нефти сырой не должна превышать ±0,25 %.

• 7.4.2.1 Определение относительной погрешности измерений массы нетто нефти сырой

  (1)

  		2	г        \
  8МЧГ2 +		+	А^рг
  НС	J  WB		] ^РГ
  	1 100)		1 100)

2

²+АРК ²

/ rrz      ггг \2 ’

где А JK_pr - абсолютная погрешность измерений массового содержания растворенного газа в сырой нефти, %;

A W_в - абсолютная погрешность определения массовой доли воды, %;

AfT_Mn - абсолютная погрешность определения массовой доли механических примесей, %;

АИ\_С - абсолютная погрешность определения массовой доли хлористых солей, %.

где А (р_рг - абсолютная погрешность измерений количества растворенного газа в нефти, м³/м³, измеренная по РМГ-104-2010 «ГСИ. Нефть. Остаточное газосодержание. Методика измерений»;

р^с" - плотность газа, приведенная к стандартным условиям, кг/м³, (температура 15 или 20 °C, атмосферное давление 0 МПа), измеряют в аккредитованной лаборатории по аттестованной методике (далее - МИ);

(р_н - объемная доля воды в нефти, %, измеренная поточным влагомером (далее - ВП), или в аккредитованной лаборатории;

р_в - плотность воды при условиях измерений (р_в , вычисляется по аттестованной МИ.

- плотность обезвоженной нефти, содержащей в себе растворенный газ, кг/мЗ, приведенная к рабочим условиям при давлении и температуре в измерительной линии, вычисляется по аттестованной МИ, или по формуле

Рон ⁼ Рон ’ К_РГ з                                               (3)

где р„_н - плотность обезвоженной дегазированной нефти при стандартных условиях, определенная в лаборатории, кг/м³;

Крг - коэффициент, учитывающий наличие растворенного газа в нефти, вычисляется по формуле

дц/ =0 j.Afe.

¹ хс ’

Рон

где \(р_Х(. - абсолютная погрешность измерения массовой концентрации хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, мг/дм³;

р*„ - плотность обезвоженной дегазированной нефти при условиях измерений ср_хс, кг/м³.

Wb - массовая доля воды в сырой нефти, %, вычисляется по результатам измерений объемной доли воды ВП, или в аккредитованной лаборатории;

Ммп - массовое содержание механических примесей в нефти, % определяют в испытательной лаборатории;

Wxc - масовая доля хлористых солей в нефти, %, определяется в испытательной лаборатории.

• 7.4.2.2 Абсолютные погрешности измерений в испытательной лаборатории массовой доли воды, массовой концентрации хлористых солей, массовой доли механических примесей определяют в соответствии с ГОСТ 33701-2015 «Определение и применение показателей точности методов испытаний нефтепродуктов»

Для доверительной вероятности Р=0,95 и двух измерений соответствующего параметра сырой нефти абсолютную погрешность его измерений вычисляют по формуле

(5)

где R и г - соответственно воспроизводимость и сходимость метода определения соответствующего параметра сырой нефти.

Значения воспроизводимости и сходимости определяют:

• - для массовой доли воды по ГОСТ 2477-2014 «Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды (с Изменением № 1, с Поправками)»;

• - для массовой доли механических примесей по ГОСТ 6370-2018 «Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей»;

• - для массовой доли хлористых солей по ГОСТ 21534-76 «Нефть. Методы определения содержания хлористых солей».

Результаты поверки считаются положительными если пределы допускаемой относительной погрешности измерений не превышают значений, указанных ниже.

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при определении массовой доли воды с применениехМ влагомера сырой нефти ВСН-2, %:

• - при содержании объемной доли воды от 86,7 % до 92,0 %

• - при содержании объемной доли воды свыше 92 % до 95 %

• - при содержании объемной доли воды свыше 95 % до 97 %

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при определении массовой доли воды в испытательной лаборатории по аттестованной методике измерений МЦКЛ.0229М-2014, %:

• - при содержании объемной доли воды от 86,7 % до 92,0 %

  ±4,5

  ±7,0

  не нор

  мируется

  о поверке

• - при содержании объемной доли воды свыше 92% до 95 %

• - при содержании объемной доли воды свыше 95 % до 97 %

• 8.1 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство

СИКНС в соответствии с документом «Порядок проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке», утвержденным Приказом Минпромторга России от 02.07.2015 № 1815. Результаты поверки оформляют протоколом согласно приложению А.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНС.

• 8.2 При отрицательных результатах поверки СИКНС к эксплуатации не допускают, вы

дают извещение о непригодности по форме Приложения 2 документа «Порядок проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке», утвержденного приказом Минпромторга России от 02.07.2015  №   1815.

Приложение А (рекомендуемое)

Форма протокола поверки системы

ПРОТОКОЛ ПОВЕРКИ №___________

Наименование средства измерений: __________________________________________________________________________________________

Тип, модель, изготовитель: _______________________________________________________________________________________________

Заводской номер: ____________________________________________________________________________________________

Наименование и адрес заказчика: ____________________________________________________________________________________________

Методика поверки: __________________________________________________________________________________________

Место проведения поверки: __________________________________________________________________________________________

Поверка выполнена с применением: _______________________________________________________________________________________

Условия проведения поверки: ____________________________________________________________________________________

Температура окружающей среды ____________________________________________________________________________________

Атмосферное давление _______________________________________________________________________________________

Относительная влажность __________________________________________________________________________________________

РЕЗУЛЬТАТЫ ПОВЕРКИ

• 1. Внешний осмотр_________________________________________________________________________________________________________

• 2. Опробование________________________________________________________________________________________________________________

• 3. Подтверждение соответствия программного обеспечения_____________________________________________________________________

• 4. Определение метрологических характеристик

Подпись лица, проводившего поверку________________________

Дата поверки______________________________________________

9