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

Методика поверки

Тип документа

Государственная система обеспечения единства измерений система измерений количества и параметров нефти сырой на выходе месторождения Монги.

Наименование

ΜΠ 0838-9-2018

Обозначение документа

ВНИИР

Разработчик

904 Кб
1 файл

ЗАГРУЗИТЬ ДОКУМЕНТ

  

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.

1 Операции поверки

При проведении поверки выполняют операции, приведенные в таблице 1.

Таблица 1

Наименование операции

Номер пункта документа по поверке

Проведение операции при

первичной поверке

периодической поверке

Проверка        комплектности

технической документации

6.1

Да

Нет

Проверка идентификации и защиты программного обеспечения (ПО) системы

6.2

Да

Да

Внешний осмотр

6.3

Да

Да

Опробование

6.4

Да

Да

Определение метрологических характеристик

6.5

Да

Да

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

3 Требования безопасности

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.

4 Условия поверки

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

Наименование характеристики

Значение характеристики

Измеряемая среда

нефть сырая

Диапазон измерений расхода, т/ч

от 45 до 75

Диапазон плотности сырой нефти при 20°С, кг/м3

от 840 до 905

Диапазон плотности сырой нефти при рабочих условиях, кг/м3

от 819,05 до 914,41

Диапазон плотности пластовой воды при 20°С, кг/м3

от 1000 до 1015

Диапазон вязкости при 20°С, сСт

от 6,0 до 20.0

Диапазон давления, МПа

от 0,9 до 2,4

Диапазон температуры сырой нефти, °C

+5 до +50

Массовая доля воды в сырой нефти, %, не более

90,0

Массовая доля механических примесей, %, не более

0,03

Массовая концентрация хлористых солей в сырой нефти, мг/дм3, не более

800

Суммарные потери давления в системы при максимальном расходе и максимальной вязкости, МПа, не более:

  • - в режиме измерений

  • - в режиме поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ)

0,2

0,4

Содержания растворенного газа, м33, не более

1,0

Диапазон плотности газа при стандартных условиях, кг/м3

от 0,75 до 0,8

Содержания свободного газа, %

отсутствует

Режим работы системы

непрерывный

5 Подготовка к поверке

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

6 Проведение поверки
  • 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

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Контроллеры измерительные FloBoss S600+

АРМ оператора

Идентификационное наименование ПО

LinuxBinary.app

OZNA-Flow v.2.0

Номер версии (идентификационный номер) ПО

06.25

2.0

Цифровой идентификатор

ПО

0x1990

64С56178

  • 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

Наименование СИ

Нормативные документы

Расходомеры массовые Promass 83F (далее - СРМ)

МП 15201-11 «ГСИ. Расходомеры массовые Promass. методика поверки» с изменением № 2, утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 12.01.2017

Влагомер нефти микроволновый МВН-1.3 (далее - ВП)

МП 0379-6-15 «ГСИ. Влагомеры нефти микроволновый МВН-1. Методика поверки», утвержденная ФГУП «ВНИИР» 22.10.2015

Влагомер сырой нефти ВСН-2-

50-03 (далее - ВП)

«Инструкция. ГСИ. Влагомеры сырой нефти ВСН-2. Методика поверки. МП 0016-2-2012», утвержденная ГЦИ СИ ФГУП ВНИИР 15.10.2012

Датчики давления Метран-150

МП 4212-012-2013 «Датчики давления Метран-150. Методика поверки», утвержденная ГЦИ СИ ФБУ «Челябинский ЦСМ» 11 ноября 2013

Датчики температуры

Rosemount 3144Р

МП 4211-024-2015 «Датчики температуры Rosemount 644, 3144Р. Методика поверки», утвержденная ФГУП «ВНИИМС» 30.12.2015

Счетчик нефти турбинный МИГ

БН.10-02РЭ раздел «Методика поверки», согласована ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИР» в декабре 2003 г.

Контроллеры измерительные FloBoss S600+

МП 0392-13-2016 «Контроллеры измерительные FloBoss S600+. Методика поверки», утвержденная ФГУП «ВНИИР» 15 февраля 2016

Преобразователи измерительные Rosemount 3144Р

12.5314.000.00 МП «Преобразователи измерительные Rosemount 644, Rosemount 3144Р. Методика поверки» утвержденная ГЦИ СИ ФБУ «Челябинский ЦСМ» в декабре 2013

Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4

ГОСТ 8.279-78 «ГСИ. Термометры стеклянные жидкостные рабочие. Методика поверки»

Манометры показывающие и сигнализирующие МП

«Манометры МП, НП, ЭКН и ЭКМ, вакуумметры ВП, ТП, ЭКТ и ЭКВ, моновакуумметры МВП, ТИП, ЭКТН и ЭКМВ, дифманометры ДП и ЭКД показывающие и сигнализирующие», утвержденная ФГУП «ВНИИМС» 10.02.2014 г.

Окончание таблицы 4

Наименование СИ

Нормативные документы

Примечание:

  • 1. Периодичность поверки СИ, входящих в состав системы в соответствии с описанием типа на данное СИ.

  • 2. Преобразователи давления и манометры, предназначенные для измерений разности давления и счетчик нефти турбинный МИГ, установленный в блоке измерений параметров нефти сырой, могут подлежать калибровке или поверке.

  • 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 С - относительная погрешность измерений массы сырой нефти, %;

AWpr- абсолютная погрешность измерений массовой доли растворенного определяемая по формуле

А^г=^-   -100%,

(2)

Рн

где Асррг

  • - абсолютная погрешность измерений содержания растворенного газа, определяемая по МИ 2575, м1 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:

и влагомера сырой нефти ВСН-2-50-03:

доли воды до 90%)                                                           ± 17,0.

- при измерении массы нетто сырой нефти при определении массовой доли воды в испытательной лаборатории по ГОСТ 2477 или по аттестованной методике определения

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 Оформление результатов поверки
  • 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.

Настройки внешнего вида
Цветовая схема

Ширина

Левая панель