Инструкция «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-8 Усть-Харампурского месторождения» (НА.ГНМЦ.0300-18 МП)

УТВЕРЖДАЮ

М.С. Немиров

2018 г.

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-8 Усть-Харампурского месторождения

Методика поверки

НА.ГНМЦ.0300-18МП

Казань 2018

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и параметров несрти сырой на ДНС-8 Усть-Харампурсксго месторождения (далее -СИКНС) и устанавливает методику ее первичной и периодической поверки.

Интервал между поверками СИКНС: один год.

1 Операции поверки

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 измерений массы сырой нефти (п.п. 6.4.2).

2 Средства поверки

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

3 Требования безопасности

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.

• - Федесального закона от 10.01.2002 г. № 7-ФЗ «Об охране окружающей среды» и других законодательных актов по охране окружающей среды, действующих на территории РФ

4 Условия поверки

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

Таблица"! - Характеристики измеряемой среды

5 Подготовка к поверке

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 Проведение поверки

• 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 программы измерительновычислительного комплекса Векюр-02 (далее - ИВК).

Чтобы определить идентификационные данные ПО ИВК необходимо выполнить нижеперечисленные процедуры.

В меню навигации выбрать пункт «Сервис». В меню «Сервис» выбрать пункт «О программе». На экран выводится окно, в левом нижнем углу которого указан номер версии (идентификационный номер) ПО. При нажатии на клавишу «Рассчитать» в строке «Контр Сумма CRC32:» появится цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода), рассчитанный по алгоритму CRC-32.

Полученные идентификационные данные ПО ИВК заносят в соответствующие раздень: протокола по форме приложения А.

• 6.2.2 Если идентификационные данные ПО, указанные в описании типа СИКНС, и полученные в ходе выполнения п.6.2.1 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 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 5М, %, 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 резервно-контрольной ИЛ не должна превышать ±0,20%.

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

• 6.4.3 Определение пределов допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти.

Пределы относительной погрешности измерений массы нетто нефти 6М„, %, вычисляют по формуле:

8М_Н = ±1,1 •

где Д^ - пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений массовой доли воды в сырой нефти, %;

W_B - массовая доля воды в сырой нефти, %;

Д_1Гхс - пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений массовой доли хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, %;

iVK_xc - массовая доля хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, %;

Aiv_Mn ■ пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений массовой  доли  механических  примесей  в  обезвоженной

дегазированной нефти, %;

%_п - массовая  доля  механических  примесей  в  обезвоженной

дегазированной нефти, %.

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения массовой доли воды в сырой нефти Д^, % рассчитывают по формуле:

₊ _£в_*₀

⁺ 100 ^рв^о

где Д(^_в - пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений объемной доли воды поточного влагомера, %;

ср_в - объемная доля воды в сырой нефти, измеренная поточным влагамером, %;

Рв₂₀ ' плотность пластовой воды при 20°С , кг/м³;

р_}.   - плотность обезвоженной дегазированной нефти при 20°С.

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения массовой доли механических примесей в обезвоженной дегазированной нефти Д»_М1],  %,

рассчитывают по формуле:

^мп 0'5 ' ^гмп

(3)

где 7?_мп,г_м1|  - воспроизводимость и повторяемость метода измерений

массовой доли механических примесей в обезвоженной дегазированной нефти по ГОСТ 6370, %

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения массовой доли хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти Д_1Ухс, %, рассчитывают в

соответствии с ГОСТ 33701 с учетом пересчета в единицы массовой доли хлористых солей по формуле:

(4)

где /?_хс,г_хс - воспроизводимость и повторяемость метода измерений массовой концентрации хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти по ГОСТ 21534, %.

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при объемной доле воды в сырой нефти до 5% не должны превышать ±0.35%, при объемной доле воды в сырой нефти от 5% до 10% не должны превышать ±0,4%.

• 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 поеделов относительной погрешности измерений массы сырой нефти:

• - идентификаиионные 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.

8