Методика поверки «Государственная система обеспечения единства измерений система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе месторождения Монги.» (ΜΠ 0838-9-2018)

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО Г1О ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии» Государственный научный метрологический центр ФГУП «ВНИИР»

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПАРАМЕТРОВ НЕФТИ СЫРОЙ НА ВЫХОДЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ МОНГИ

Методика поверки

МП 0838-9-2018

отдела НИО-9 ___К.А. Левин (843)273-28-96

г. Казань

2018

ИСПОЛНИТЕЛИ

УТВЕРЖДЕНА

Ахметзянова Л.А.

ФГУП «ВНИИР»

Настоящая методика поверки распространяется на систему измерений количества и параметров нефти сырой на выходе месторождения Монги (далее - система), автоматизированных измерений количества и параметров нефти сырой, выходящей с установки подготовки нефти УПН месторождения Монги и направляемый в промысловый нефтепровод на установку комплексной подготовки нефти УКПН Даги для дальнейшей подготовки.

Интервал между поверками - один год.

При проведении поверки выполняют операции, приведенные в таблице 1.

Таблица 1

• 2.1 Применяются средства поверки, указанные в документах на методики поверки соответствующих средств измерений (далее - СИ), перечисленных в таблице 4.

При проведении поверки соблюдают требования, определяемые:

• - Руководство по безопасности «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов», федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», а также другими действующими нормативными документами (далее -НД);

• - правилами безопасности при эксплуатации используемых СИ, приведенными в их эксплуатационной документации;

• - правилами технической эксплуатации электроустановок;

• - правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей.

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

Характеристики измеряемой среды при проведении поверки на месте эксплуатации должны соответствовать требованиям, приведенным в таблице 2.

Соответствие характеристик измеряемой среды указанным в таблице 2 проверяют по данным актов приема-сдачи нефти сырой.

Таблица2 - Метрологические и технические характеристики системы и измеряемой среды

При подготовке к поверке проводят работы в соответствии с инструкцией по эксплуатации системы и НД на методики поверки СИ, входящих в состав системы.

• 6.1 Проверка комплектности технической документации

Проверяют наличие действующих свидетельств о поверке и эксплуатационнотехнической документации на СИ, входящие в состав системы.

• 6.2 Проверка идентификации и защиты ПО системы.

  • 6.2.1 Проверка идентификационных данных контроллера измерительного FloBoss S600+ и автоматизированного рабочего места (далее - АРМ) оператора осуществляется в соответствии с руководством по эксплуатации и руководством оператора.

6.2.3 Идентификационные данные ПО системы должны соответствовать сведениям,

приведенным в таблице 3.

Таблица 3 - Идентификационные данные ПО системы

• 6.3 Внешний осмотр

При внешнем осмотре устанавливают соответствие системы следующим требованиям:

• - комплектность соответствует указанной в технической документации;

• - отсутствуют механические повреждения и дефекты, препятствующие применению;

• - надписи и обозначения на средствах измерений, входящих в состав системы четкие и соответствуют требованиям технической документации.

• 6.4 Опробование

  • 6.4.1 Опробование проводят в соответствии с НД на поверку СИ, входящих в состав системы.

  • 6.4.2 Проверяют действие и взаимодействие компонентов системы в соответствии с руководством по эксплуатации системы, возможность получения отчета.

  • 6.4.3 Проверяют герметичность системы.

Па элементах и компонентах системы не должно быть следов протечек нефти сырой.

• 6.5 Определение метрологических характеристик

  • 6.5.1 Определение метрологических характеристик СИ, входящих в состав системы.

Определение метрологических характеристик СИ, входящих в состав системы,

проводят в соответствии с НД, приведенными в таблице 4. Таблица 4 - СИ и методики их поверки

Окончание таблицы 4

• 6.5.2 Определение относительной погрешности измерений массы нефти сырой

За погрешность измерений массы сырой нефти принимают предел допускаемой относительной погрешности измерений СРМ ±0,25 % для рабочего СРМ, 0,2% для контрольно-резервного СРМ, применяемого в качестве контрольного.

• 6.5.3 Определение относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти

  

  (1)

  газа.

где 6М_С - относительная погрешность измерений массы сырой нефти, %;

AW_pr- абсолютная погрешность измерений массовой доли растворенного определяемая по формуле

А^_г=^-   -100%,

Рн

• - абсолютная погрешность измерений содержания растворенного газа, определяемая по МИ 2575, м^{1 2 3}/м ,

• - абсолютная погрешность определения массовой доли механических примесей %;

• - абсолютная погрешность определения массовой доли хлористых солей, %, определяемая по формуле

  (3)

  где

  _{д = +} ^-г^;.0,5

  V2

Значения R и г приведены в ГОСТ 2477-65 «Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды», ГОСТ 21534-76 «Нефть. Методы определения содержания хлористых солей», ГОСТ 6370-83 «Нефть, нефтепродукты и присадки. Методы определения механических примесей».

Результаты поверки считают положительными, если пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти составляет, %

- при измерении массы нетто сырой нефти при определении массовой доли воды по результатам измерений объемной доли воды с применением влагомера нефти микроволнового МВН-1.3:

• - при содержании объемной доли воды от 0% до 5%                     ±0,35;

• - при содержании объемной доли воды от 5% до 10%

и влагомера сырой нефти ВСН-2-50-03:

• - при содержании объемной доли воды от 10% до 20%

• - при содержании объемной доли воды от 20% до 50%

• - при содержании объемной доли воды от 50% до 70%

• - при содержании объемной доли воды от 70% до 85%                   ±13,4;

• - при содержании объемной доли воды от 85% до 88,17% (массовой

доли воды до 90%)                                                           ± 17,0.

массовой доли воды в испытательной лаборатории, %:

• - при содержании объемной доли воды от 0% до 1%                      ±0,31;

• - при содержании объемной доли воды от 1% до 2%                     ±0,34;

• - при содержании объемной доли воды от 2% до 3%                     ±0,40;

• - при содержании объемной доли воды от 3% до 4%                     ±0,48;

• - при содержании объемной доли воды от 4% до 5%                     ±0,56;

• - при содержании объемной доли воды от 5% до 10%

• - при содержании объемной доли воды от 10% до 20%

• - при содержании объемной доли воды от 20% до 50%

• - при содержании объемной доли воды от 50% до 70%                   ±10,6;

• - при содержании объемной доли воды от 70% до 85%                   ±25,8;

• - при содержании объемной доли воды от 85% до 88,17% (массовой

доли воды до 90%)                                                         ± 34,0.

• 7.1 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке системы по форме приложения 1 Приказа Минпромторга России от 02 июля 2015 г. №1815 «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».

• 7.2 При отрицательных результатах поверки систему к эксплуатации не допускают, свидетельство о поверке аннулируют и выдают извещение о непригодности в соответствии с Приказом Минпромторга России от 02 июля 2015 г. №1815 «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».

• 7.3 Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы в виде оттиска поверительного клейма или наклейки.

7

¹

д^_с=0,1х-^^,

Рн

• - абсолютная погрешность измерения массовой концентрации хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, мг/дм¹ (г/м¹);

абсолютная погрешность определения массовой доли воды, %.

При измерении объемной доли воды в сырой нефти с применением ВП, абсолютную погрешность определения массовой доли воды в сырой нефти, %, определяют по формуле ыг =____'ОО-АсуЛ,____                        ₍₄₎

²

• ooo-<p,)p„_+v,-p,’

где Д - абсолютная погрешность измерений объемной доли воды ВП, %.

Абсолютные погрешности измерений массовых долей воды, механических примесей и хлористых солей в нефти сырой в лаборатории определяют в соответствии с ГОСТ Р 8.580.

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

³

где R - предел воспроизводимости методов определения параметров нефти сырой; г - предел сходимости методов определения показателей параметров нефти сырой.