Методика поверки «ГСОЕИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) на ДНС-ЮВ Мамонтовского месторождения» (НА.ГНМЦ.0305-18 ΜΠ)

УТВЕРЖДАЮ

Директор ОП ГНМЦ

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

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

НА.ГНМЦ.0305-18 МП

Казань

2018

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) на ДНС-ЮВ 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):

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 изменений 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, ^ходящих в состав СИКНС.

2 3 Допускается применение средств поверки, обеспечивающих определение MX поверяемой СИКНС с требуемой точностью.

При проведении поверки соблюдают требования, определяемые:

s 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»;

  Федерации»,

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

  зданий и

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

  Установки и правила

• - СП 5.13130.2009 «Системы противопожарной защиты, пожарной сигнализации и пожаротушения автоматические. Нормы 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 в сослав СИКНС.

Т а б л и ц а 1 - 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 определить 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 данные метрологически значимой части ПО ИВК. Занести информацию с экрана в протокол по форме приложения А.

Примечание - 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 поверку 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 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 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 5М_п, %, вычисляют по формуле

где 8М_С - 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, %;

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

_ абсолютная погрешностс определения массовой доли свободного газа в сырой нефти, %;

_и- верхний предел измерений массовой доли свободного газа в сырой нефти, %;

ди⁷, - абсолютная погрешность определения массовой доли растворенного газа в сырой нефти, %;

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

АН⁷. - абсолютная погрешность определения массовой доли хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, %;

И⁷ - верхний предел измерений массовой доли хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, %;

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

И',₍,. - верхний предел измерений массовой доли механических примесей в

ч

= ±

где г_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 AM^Z_U„, % массы,

вычисляют по формуле

где /?_ш, иг, - 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 повеике 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 проюкола подтверждения соответствия ПО СИКНС

Место проведения поверки:_______________________________________________________________

НаименованиеСИ:____________________________________________________

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