Методика поверки «ГСОЕИ.Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) на УПСВ-2 Мамонтовского месторождения» (НА.ГНМЦ.0311-18 ΜΠ)

УТВЕРЖДАЮ

Директор ОП ГНМЦ

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) на УПСВ-2 Мамонтовского месторождения Методика поверки

НА.ГНМЦ.0311-18 МП

Казань

2018

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) на УПСВ-2 Мамонтовского месторождения (далее - СИКНС) и устанавливает методику ее первичной и периодической поверки.

Интервал между поверками СИКНС: один год.

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):

14 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).

• 1.4 3 Определение пределов допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти (п.п. 6.4.3).

• 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 средств поверки, обеспечивающих определение MX поверяемой СИКНС с требуемой точностью.

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.

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

Таблица! - Характеристики измеряемой среды

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.

• 6.1 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 автоматизированного рабочего места - ПО «ПЕТРОЛСОФТ(С)» (далее - АРМ оператора)

Чтобы определить идентификационные данные ПО АРМ оператора необходимо выполнить следующие процедуры: в верхней левой части основной мнемосхемы АРМ оператора нажать кнопку «О программе»; после нажатия появится окно «О программе», в котором отобразятся идентификационное наименование, номер версии и цифровой идентификатор ПО АРМ оператора (для расчета цифрового идентификатора в окне «О программе» нужно нажать кнопку «Рассчитать MD5»). Полученные идентификационные данные ПО АРМ оператора заносят в протокол по форме приложения А.

• 6.2.2 Проверка идентификационных данных ПО комплекса измерительновычислительного «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») (далее - ИВК).

• 6.2.2 1 Чтобы определись идентификационные данные ПО ИВК необходимо выполнить следующие действия: в экранной Форме основного меню выбрать с помощью кнопок перемещения пункт «СИСТ. ПАРАМЕТРЫ» и нажать кнопку «Enter» (в виде изогнутой стрелочки): в появившемся подменю выбрать с помощью кнопок перемещения подпункт «СВЕДЕНИЯ о ПО» и нажать кнопку «Enter», после чего на экране в виде текста отобразятся идентификационные 4 данные метрологически значимой части ПО ИВК. Занести информацию с экрана в протокол по форме приложения А

Примечани е - Для перехода в основное меню ПО ИВК из других подменю необходимо нажать на кнопку перемещения вниз «|».

• 6.2.3 Если идентификационные данные ПО указанные в описании типа СИКНС, и полученные в ходе выполнения п.6.2.1 и 6.2.2 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 поэлементным способом в соответствии с НД, приведенными в таблице 2.

Таблица2 - Перечень НД на повеску СИ

• 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 изменений 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 контрольно-резервной ИЛ не должна превышать +0,20%.

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

6.4.3 Определение относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти.

Пределы относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти 8М_п, %, вычисляют по формуле

где SM - пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, значение которых принимают равными пределам допускаемой относительной погрешности измерений ПР, %;

ДИ' - абсолютная погрешность определения массовой доли воды в сырой нефти, %;

И', - верхний предел измерений массовой доли воды в сырой нефти, %;

,      абсолютная погрешность определения массовой доли свободного

газа в сырой нефти, %;

ц. _ верхний предел измерений массовой доли свободного газа в сырой нефти %;

ДИ' - абсолютная погрешность определения массовой доли растворенного газа в сырой нефти, %;

И, - верхний предел измерений массовой доли растворенного газа в сырой нефти, %,

дИ⁷_х - абсолютная погрешность определения массовой доли хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти. %;

И' - верхний предел измерений массовой доли хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, %;

ДИ'„„ - абсолютная погрешность определения массовой доли механических примесей в обезвоженной дегазированной нефти, %;

И’ - верхний предел измерений массовой доли механических примесей в обезвоженной дегазированной нефти, %.

Абсолютную погрешность определения массовой доли воды в сырой нефти при измерении объемной доли воды в сырой нефти с помощью влагомера ДИ'., % массы, вычисляют по формуле

• - пределы абсолютной погрешности определения объемной доли свободного газа при стандартных условиях в единице объема сырой нефти при рабочих условиях по МИ 2575-2000, %;

• - давление в блоке измерений параметров нефти сырой, МПа;

• - абсолютное давление в стандартных условиях равное 0,101325 МПа;

• - плотность свободного газа при стандартных условиях кг/м³;

• - плотность сырой нефти в рабочих условиях, кг/м³.

Абсолютную погрешность определения массовой доли растворенного газа в сырой нефти А1Г,., % массы, вычисляют по формуле

ДГ -р,

AW =±—-100.                      (5)

где АГ. - пределы абсолютной погрешности определения объемной доли растворенного газа при стандартных условиях в единице объема сырой нефти при рабочих условиях по МИ 2575-2000;

_ плотность сырой нефти в рабочих условиях, кг/м³;

д - плотность растворенного газа при стандартных условиях, кг/м³.

Абсолютную погрешность определения в лаборатории массовой доли хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти ДИ _u , % массы, вычисляют по формуле

₊ 0J •

Р?

плотность обезвоженной дегазированной нефти при стандартных условиях, кг/м³;

пределы абсолютной погрешности определения массовой концентрации хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти по ГОСТ 21534-76, г/м³, вычисляют по формуле

Дет. = ±

(2-г )’-г--0,5

гдег_с- сходимость метода определения массовой концентрации хлористых солей по ГОСТ 21534-76, г/м³.

Абсолютную погрешность определения в лаборатории массовой доли механических примесей в обезвоженной дегазированной нефти ЛИ % массы,

вычисляют по формуле

где R , и - воспроизводимость и сходимость метода определения массовой доли механических примесей по ГОСТ 6370-83 % массы

Значения пределов относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти от 0 % до 5 %:

• - при измерении объемной доли воды в сырой нефти поточным влагомером

не должны превышать:                                           +0,35%;

• - при определении массовой доли воды в испытательной лаборатории не

должны превышать:                                               ± 0,74%.

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)

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.

9