Методика поверки «Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ (УПСВ-1) Восточно-Янгтинского месторождения» (НА.ГНМЦ.0294-18 МП)

УТВЕРЖДАЮ

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ

(УПСВ-1) Восточно-Янгтинского месторождения

Методика поверки

НА.ГНМЦ.0294-18 МП

Казань

2018

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ (УПСВ-1) Восточно-Янгтинского 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 измерений массы сырой нефти (п.п. 6.4.2)

• 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.

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 21-01-37 «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 в состав СИКНС.

Таблица! - Характеристики измеряемой среды

Подготовку к поверке гроводят в соответствии с инструкцией по эксплуатации СИКНС и НД на позерку 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 программы измерительновычислительного комплекса Вектор-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 про^грамме». 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 разделы 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.

5 4 Определение MX.

6.4.1 Определение MX СИ, входящих в состав СИКНС, проводят в соответствии с НД, приведенными в таблице 2.

Та б л и ц а 2 - 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 не^-го сырой нефти.

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

8М_И = ±1,1-

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

H^Z_B - массовая доля воды в сырой нефти, %:

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

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

^Ди/_Мп ■ пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений массовой  доли  механических  примесей  в  обезвоженной

дегазированной нефти, %;

1У_МП - массовая  доля  механических  примесей  в  обезвоженной

дегазированной нефти, %;

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

^в = 7----^Рв2°_фв----- (2)

где Д<р_в - пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений объемной доли воды поточного влагомера, %.

<р_в - объемная доля воды в сырой нефти, измеренная поточным влагомером, %

р_в__о - плотность пластовой воды при 20°С , кг/м³.

р - плотность обезвоженной дегазированной нефти при 20°С

Пределы допускаемой абсолютней погрешности измерения массовой доли механических примесей в обезвоженной дегазированной нефти Д_И/_М[[,  %-

рассчитывают по формуле:

где /?_мп,г_мп - 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 Дц/_хс, %, рассчитывают в соответствии с ГОСТ 33701 с учетом пересчета в единицы массовой доли хлористых солей по формуле:

(4)

где /?хс-^гхс " 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 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:__________________________________________________________________

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.

8