Методика поверки «Государственная система обеспечения единства измерений Система измерений количества и параметров нефти сырой No 23 с Лыаельской площади Ярегского нефтяного месторождения ООО «Лукойл-Коми»» (MП 2811/2-311229-2018)

Регистрационный номер записи в реестре аккредитованных лиц RA.RU.311229

«УТВЕРЖДАЮ»

директор етрологии «СТП» И. А. Яценко

2018 г.

Государствен пая система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и параметров нефти сырой № 23 с Лыаельской площади Ярегского нефтяного месторождения ООО «Лукойл-Коми»

МЕТОДИКА ПОВЕРКИ

МП 2811/2-311229-2018

г. Казань

2018

Настоящая методика поверки распространяется на систему измерений количества и параметров нефти сырой № 23 с Лыаельской площади Ярегского нефтяного месторождения ООО «Лукойл-Коми» (далее- СИКНС), заводской №2559-17, изготовленную ЗАО НИЦ «ИНКОМСИСТЕМ», г. Казань, и устанавливает методику первичной поверки до ввода в эксплуатацию и после ремонта, а также методику периодической поверки в процессе эксплуатации.

Интервал между поверками СИКНС - 1 год.

При проведении поверки должны быть выполнены следующие операции:

• - внешний осмотр (пункт 5.1);

• - опробование (пункт 5.2);

• - определение метрологических характеристик (пункт 5.3);

• - оформление результатов поверки (раздел 6).

Примечание - При получении отрицательных результатов поверки по какому-либо пункту методики поверки поверку СИКНС прекращают.

• 2.1 Для контроля условий проведения поверки применяют термогигрометр ИВА-6 модификации ИВА-6А-Д; диапазон измерений атмосферного давления от 700 до НООгПа, пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения атмосферного давления ±2,5 гПа; диапазон измерений относительной влажности от 0 до 98 %, пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерения относительной влажности ±2 % в диапазоне от 0 до 90 %, ±3 % в диапазоне от 90 до 98 %; диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °C, пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерений температуры ±0,3 °C.

• 2.2 Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик СИКНС с требуемой точностью.

• 2.3 Применяемые средства измерений (далее - СИ) должны быть поверены и иметь действующий знак поверки и (или) свидетельство о поверке, и (или) запись в паспорте (формуляре), заверенную подписью поверителя и знаком поверки.

• 3.1 При проведении поверки должны соблюдаться требования:

• - правил технической эксплуатации электроустановок потребителей;

• - правил безопасности при эксплуатации средств поверки и СИКНС, приведенных в их эксплуатационных документах;

• - инструкций по охране труда, действующих на объекте.

• 3.2 К проведению поверки допускаются лица, изучившие настоящую методику поверки, руководства по эксплуатации СИКНС и средств поверки и прошедшие инструктаж по охране труда.

• 4.1 Поверку проводят при условиях, сложившихся на момент проведения поверки и удовлетворяющих условиям эксплуатации СИКНС.

• 4.1 Параметры измеряемой среды представлены в таблице 1.

Таблица 1 - Параметры измеряемой среды

• 5.1.1 Проверяют:

• - состав СИ и комплектность СИКНС;

• - наличие свидетельства о последней поверке СИКНС (при периодической поверке);

• - отсутствие механических повреждений СИКНС, препятствующих ее применению;

• - четкость надписей и обозначений;

• - соответствие монтажа СИ, входящих в состав СИКНС, требованиям эксплуатационных документов.

• 5.1.2 Результаты проверки считают положительными, если:

• - состав СИ и комплектность СИКНС соответствуют описанию типа СИКНС;

• - представлено свидетельство о последней поверке СИКНС (при периодической поверке):

• - отсутствуют механические повреждения СИКНС, препятствующие ее применению;

• - надписи и обозначения четкие;

• - монтаж СИ, входящих в состав СИКНС, соответствует требованиям эксплуатационных документов.

• 5.2 Опробование

• 5.2.1.1 Проверку номера версии и контрольной суммы программного обеспечения СИКНС проводят в следующей последовательности:

• - нажать на кнопку «Информация», расположенную на лицевой панели комплекса измерительно-вычислительного расхода и количества жидкостей и газов «АБАК+» (далее-ИВК), входящего в состав СИКНС;

• - зафиксировать идентификационные данные программного обеспечения и сравнить их с соответствующими идентификационными данными, указанными в разделе «Программное обеспечение» описания типа СИКНС.

• 5.2.1.2 Результаты проверки соответствия программного обеспечения считают положительными, если идентификационные данные совпадают с указанными в описании типа.

• 5.2.2.1 Проверяют:

• - отсутствие сообщений об ошибках;

• - соответствие текущих измеренных СИКНС значений температуры, давления, расхода данным, отраженным в описании типа СИКНС;

• - соответствие внесенных в ИВК физико-химических показателей измеряемой среды данным, приведенным в описании типа СИКНС.

• 5.2.2.2 Результаты проверки работоспособности считают положительными, если:

• - отсутствуют сообщения об ошибках;

• - текущие измеренные СИКНС значения температуры, давления, расхода соответствуют данным, отраженным в описании типа СИКНС;

• - внесенные в ИВК физико-химические показатели измеряемой среды соответствуют данным, приведенным в описании типа СИКНС.

• 5.3.1 Проверяют наличие действующего знака поверки и (или) свидетельства о поверке, и (или) запись в паспорте (формуляре) СИ, заверенную подписью поверителя и знаком поверки, всех СИ, входящих в состав СИКНС. Документы на поверку средств измерений представлены в таблице 2.

Таблица 2 - Документы на поверку средств измерений

• 5.3.2 Метрологические характеристики СИКНС определяют при 5, 10, 20, 50, 70, 80, 85, 93 % объемной доли воды в сырой нефти.

• 5.3.3 Относительную погрешность измерений массы сырой нефти 5М,%, определяют по формуле

  

  (1)

  где

  

  Яном

• - основная относительная погрешность счетчика-расходомера массового (далее -СРМ), %;

• - дополнительная погрешность СРМ, вызванная изменением температуры измеряемой среды на 1 °C от температуры среды при установке нуля СРМ, %;

• - номинальный расход СРМ, кг/ч;

• - измеренный расход, кг/ч;

At - отклонение температуры измеряемой среды от температуры измеряемой среды при установке нуля СРМ, °C;

5_qP - дополнительная погрешность СРМ, вызванная изменением давления измеряемой среды на 1 бар от давления среды при поверке, %;

Др - отклонение давления измеряемой среды от давления измеряемой среды при установке нуля СРМ, бар;

• - относительная погрешность ИВК при преобразовании входного импульсного сигнала, %.

• 5.3.4 Относительную погрешность измерений массы нетто сырой нефти 5М_Н,%,

определяют по формуле

где AW - доверительные границы абсолютной погрешности определения массовой доли воды в сырой нефти при вероятности 0,95, %;

AW ~ доверительные границы абсолютной погрешности определений массовой доли механических примесей в сырой нефти при вероятности 0,95, %;

AW - доверительные границы абсолютной погрешности определений массовой доли хлористых солей в сырой нефти при вероятности 0,95, %.

• 5.3.5 Абсолютную погрешность определений массовой доли воды в сырой нефти AW_B, %, определяют:

1) при определении объемной доли воды по документу «Государственная система обеспечения единства измерений. Сырая нефть. Методика определения содержания воды в сырой нефти на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» (свидетельство об аттестации методики (метода) измерений №01.00257-2013/13306-18) (при объемной доле воды свыше 20 до 85 % включительно) по формуле

AW - ±    ¹⁰¹³⁶' Р^,2°,                                        (3)

Рсн20

• - абсолютная погрешность определения объемной доли воды в сырой нефти в испытательной лаборатории, %;

• - плотность воды при температуре плюс 20 °C и избыточном давлении, равном нулю, кг/м³, определенная в испытательной лаборатории;

• - плотность сырой нефти при температуре плюс 20 °C и избыточном давлении, равном нулю, кг/м³.

определении массовой доли воды в испытательной лаборатории по

ГОСТ 2477-2014 в соответствии с ГОСТ 33701-2015 (при объемной доле воды до 20% включительно и свыше 85 %) по формуле

где r - воспроизводимость метода по ГОСТ 2477-2014, выраженная в массовых долях, %; _г - сходимость метода по ГОСТ 2477-2014, выраженная в массовых долях, %.

• 5.3.6 Абсолютную погрешность массовой доли механических примесей в сырой нефти

AW_Mn, %, в соответствии с ГОСТ 33701-2015 определяют по формуле

2

где R_Mn - воспроизводимость метода по ГОСТ 6370-83, выраженная в массовых долях, %:

Гмп - сходимость метода по ГОСТ 6370-83. выраженная в массовых долях, %.

• 5.3.6.1 Абсолютную погрешность определений массовой доли хлористых солей в сырой нефти при вероятности 0.95 AW_xc. %. в соответствии с ГОСТ 33701-2015 определяют по формуле

  
  

  (6)

где R_xc - воспроизводимость метода определения концентрации хлористых солей по ГОСТ 21534-76. выраженная в массовых долях, %;

Гхс - сходимость метода определения концентрации хлористых солей по ГОСТ 21534-76. выраженная в массовых долях, %.

• 5.3.7 Воспроизводимость метода определения концентрации хлористых солей R_xc по ГОСТ 21534-76 принимают равной удвоенному значению сходимости г_хс. Значение сходимости г_хс, выраженное по ГОСТ 21534-76 в мг/дм³, переводят в массовые доли % по формуле: где г_хсм - сходимость метода по ГОСТ 21534-76. мг/дм³.

• 5.3.8 Результаты поверки по 5.3 считают положительными, если все СИ, входящие в состав ИС, имеют действующий знак поверки и (или) свидетельство о поверке, и (или) запись в паспорте (формуляре) СИ. заверенную подписью поверителя и знаком поверки, и относительная погрешность измерений массы нетто сырой нефти не выходит за пределы:

• - ± 1,40 % при объемной доле воды от 0,5 до 5 % включительно;

• - ±1,60 % при объемной доле воды свыше 5 до 10 % включительно;

• - ±1.65 % при объемной доле воды свыше 10 до 20 % включительно;

• - ±24,00 % при объемной доле воды свыше 20 до 50 % включительно;

• - ±40,00 % при объемной доле воды свыше 50 до 70 % включительно;

• - ±60.00 % при объемной доле воды свыше 70 до 80 % включительно;

• - ±54,70 % при объемной доле воды свыше 80 до 85 % включительно:

• - ±56,30 % при объемной доле воды свыше 85 до 93 % включительно.

• 6.1 Результаты поверки оформляют протоколом произвольной формы.

• 6.2 В соответствии с порядком, установленным законодательством Российской Федерации об обеспечении единства измерений, при положительных результатах поверки СИКНС оформляют свидетельство о поверке СИКНС (знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНС), при отрицательных результатах поверки СИКНС -извещение о непригодности к применению.

6 из 6