Методика поверки «Государственная система обеспечения единства измерений СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПАРАМЕТРОВ НЕФТИ СЫРОЙ ДНС-К КУДРИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ» (МП 0911-9-2019)

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии» Государственный научный метрологический центр ФГУП«ВНИИР»

УТВЕРЖДАЮ

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПАРАМЕТРОВ НЕФТИ СЫРОЙ

ДНС-К КУДРИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Методика поверки

МП 0911-9-2019

Началь

дела НИО-9 __К.А. Левин :(843)273-28-96

г. Казань

2019

ИСПОЛНИТЕЛИ

УТВЕРЖДЕНА

Ахметзянова Л.А.

ФГУП «ВНИИР»

Настоящая методика поверки распространяется на систему измерений количества и параметров нефти сырой ДНС-К Кудринского месторождения (далее - система), предназначенную для измерений в автоматизированном режиме массы и параметров нефти сырой, транспортируемой по трубопроводу, с фиксацией массы нефти сырой за отчетный интервал времени (измерений и регистрация массы нефти сырой с нарастающим итогом).

Поверку системы проводят в диапазоне измерений, указанном в описании типа, или фактически обеспечивающимся при поверке диапазоне измерений с обязательным указанием в свидетельстве о поверке информации об объеме проведенной поверки.

Если очередной срок поверки средств измерений из состава системы наступает до очередного срока поверки системы, поверяется только это средство измерений, при этом поверку системы не проводят.

Интервал между поверками - один год.

При проведении поверки выполняют операции, приведенные в таблице 1.

Таблица 1 - Операции при поверке

• 2.1 Применяются средства поверки, указанные в документах на методики поверки соответствующих средств измерений (далее - СИ), перечисленных в таблице 4.

При проведении поверки соблюдают требования, определяемые:

• - Руководство по безопасности «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов», федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», а также другими действующими нормативными документами (далее -НД);

• - правилами безопасности при эксплуатации используемых СИ, приведенными в их эксплуатационной документации;

• - правилами технической эксплуатации электроустановок;

• -  правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей.

При проведении поверки соблюдают условия в соответствии с требованиями НД на методики поверки СИ, входящих в состав системы.

При проведении поверки на месте эксплуатации характеристики измеряемой среды должны соответствовать требованиям, приведенным в таблице 2.

Соответствие характеристик измеряемой среды указанным в таблице 2 проверяют по данным актов приема-сдачи нефти сырой.

Таблица 2 - Метрологические и технические характеристики системы и измеряемой среды

При подготовке к поверке проводят работы в соответствии с руководством по эксплуатации системы и НД на методики поверки СИ, входящих в состав системы.

• 6.1 Проверка комплектности технической документации

Проверяют наличие действующих свидетельств о поверке и эксплуатационнотехнической документации на СИ, входящие в состав системы.

• 6.2 Проверка идентификации и защиты ПО системы.

  • 6.2.1 Проверка идентификационных данных ПО АРМ оператора осуществляется в соответствии с руководством пользователя.

  • 6.2.2  Проверка идентификационных данных ПО комплекса измерительновычислительного ОКТОПУС-Л («OCTOPUS-Ь») (рабочий и резервный) осуществляется в соответствии с руководством по эксплуатации МС 200.00.00.01 РЭ.

6.2.3 Идентификационные данные ПО системы должны соответствовать сведениям, приведенным в таблице 3.

ТаблицаЗ - Идентификационные данные ПО системы

• 6.3 Внешний осмотр

При внешнем осмотре устанавливают соответствие системы следующим требованиям:

• - комплектность соответствует указанной в технической документации;

• - отсутствуют механические повреждения и дефекты, препятствующие применению;

• - надписи и обозначения на средствах измерений, входящих в состав системы четкие и соответствуют требованиям технической документации.

• 6.4 Опробование

  • 6.4.1 Опробование проводят в соответствии с НД на поверку СИ, входящих в состав системы.

  • 6.4.2 Проверяют действие и взаимодействие компонентов системы в соответствии с руководством по эксплуатации системы, возможность получения отчета.

  • 6.4.3 Проверяют герметичность системы.

На элементах и компонентах системы не должно быть следов протечек нефти сырой.

• 6.5 Определение метрологических характеристик

  • 6.5.1 Определение метрологических характеристик СИ, входящих в состав системы. Определение метрологических характеристик СИ, входящих в состав системы, проводят в соответствии с НД, приведенными в таблице 4.

    Преобразователи давления измерительные Cerabar М РМР51

Таблица4 - СИ и методикиих

МП 41560-09 «Преобразователи давления и уровня измерительные давления измерительные Cerabar, Deltabar и Waterpilot производства фирмы «Endress+Hauser GmbH+Co.KG», утвержденная ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» 16.09.2009

Окончание таблицы 4

• 6.5.2 Определение относительной погрешности измерений массы нефти сырой

За погрешность измерений массы нефти сырой принимают предел допускаемой относительной погрешности измерений СРМ ±0,25% для рабочего СРМ, ±0,2% для контрольно-резервного СРМ, применяемого в качестве контрольного.

• 6.5.3 Определение относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти

  где 8М_С

  

  - относительная погрешность измерений массы сырой нефти, %;

  (1)

• - абсолютная погрешность определения массовой доли воды, %;

• - абсолютная погрешность измерений массовой доли растворенного газа, определяемая по формуле

\W_pr=^^<P,^'^Pl -100%

Рн

• - абсолютная погрешность измерений содержания растворенного газа, определяемая по МИ 2575-2002, м³/м³;

• - абсолютная погрешность определения массовой доли механических примесей %;

• - абсолютная погрешность определения массовой доли хлористых солей, %, определяемая по формуле

  Ы¥_хс = ОЛ ^х

  

(3)

- абсолютная погрешность измерения массовой концентрации хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, мг/дм³ (г/м³).

При определении содержания воды в сырой нефти с помощью ВП абсолютную погрешность определения массовой доли воды в сырой нефти, %, определяют по формуле ---Ю°АР.7>.--- (100-р_д)-х7„+^-р_в

где &(р_в ~ абсолютная погрешность измерений объемной доли воды ВП, %.

Абсолютные погрешности измерений в испытательной лаборатории массовой доли воды, массовой концентрации хлористых солей, массовой доли механических примесей определяют в соответствии с ГОСТ 33701-2015.

Для доверительной вероятности Р=0,95 и двух измерений соответствующего параметра сырой нефти абсолютную погрешность его измерений вычисляют по формуле

где R и г - соответственно воспроизводимость и сходимость метода определения соответствующего параметра сырой нефти, значения которых приведены в ГОСТ 21534-76, ГОСТ 6370-83.

Воспроизводимость метода определения массовой концентрации хлористых солей по ГОСТ 21534-76 принимают равной удвоенному значению сходимости.

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти, %:

- при определении массовой доли воды по результатам измерений объемной доли воды с применением влагомера сырой нефти в соответствии с ГОСТ Р 8.615-2005 «ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования (с Изменениями №1. 2)», %:

- при определении массовой доли воды в испытательной лаборатории по МЦКЛ.0229М-2014 «Инструкция. ГСИ. Объемная и массовая доля воды в сырой нефти.

Методика измерений комбинированным методом) (свидетельство об аттестации №1.00140/391-14 от 17.02.2014),, %, в соответствии с ГОСТ Р 8.615-2005:

• - при содержании объемной доли воды от 10 до 20 % вкл.

• - при содержании объемной доли воды от 20 до 50 % вкл.

• - при содержании объемной доли воды от 50 до 70 % вкл.

• - при содержании объемной доли воды от 70 до 85 % вкл.

• - при содержании объемной доли воды от 85 до 90 % вкл.

• - при содержании объемной доли воды от 90 до 94,3 % вкл. (до 95 %

вкл. массовой доли воды)

Относительная погрешность измерений массы нефти сырой СИКНС не должна превышать значение40,25%.

• 7.1 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке системы по форме приложения 1 Приказа Минпромторга России от 02 июля 2015 г.№1815 <Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке).

• 7.2 При отрицательных результатах поверки систему к эксплуатации не допускают, свидетельство о поверке аннулируют и выдают извещение о непригодности в соответствии с Приказом Минпромторга России от 02 июля 2015 г.№815 «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверкех

• 7.3 Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы в виде оттиска поверительного клейма или наклейки.

8