Инструкция «ГСИ. СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПАРАМЕТРОВ НЕФТИ СЫРОЙ НА ДНС-ЛЕМПИНСКАЯ САЛЫМСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ООО "РН-ЮГАНСКНЕФЕГАЗ"» (МП 0847-9-2018)

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

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

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПАРАМЕТРОВ НЕФТИ СЫРОЙ

НА ДНС-ЛЕМПИНСКАЯ САЛЫМСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

ООО «РН-ЮГАНСКНЕФТЕГАЗ»

Методика поверки

МП 0847-9-2018

[Сютдела НИО-9 7/ К. А. Левин йа: (843)273-28-96

г. Казань

2018

РАЗРАБОТАНА

ФГУП «ВНИИР»

ИСПОЛНИТЕЛИ

УТВЕРЖДЕНА

Ахметзянова Л.А.

ФГУП «ВНИИР»

Настоящая методика поверки распространяется на систему измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-Лемпинская Салымского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз» (далее - система), для автоматизированных измерений массы нефти сырой.

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.

Проведение поверки отдельных измерительных каналов и (или) отдельных автономных блоков из состава системы для меньшего числа измеряемых величин невозможно.

Интервал между поверками - один год.

При проведении поверки выполняют операции, приведенные в таблице 1.

Таб л ица 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.

• 4 Условия поверки

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 «Rate АРМ оператора УУН» (основное и резервное) осуществляется в соответствии с руководством пользователя.

  • 6.2.2  Проверка идентификационных данных ПО комплекса измерительновычислительного ОКТОПУС-Л («OCTOPUS-L») (основной и резервный) осуществляется в соответствии с руководством по эксплуатации.

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

Таблица 3 - 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.

Таблица 4 - СИ и методики их

«Инструкция. ГСИ. Влагомеры сырой нефти ВСН-2. Методика поверки. МП 0016-2-2012», утвержденный ГЦИ СИ ФГУП ВНИИР 15.10.2012

Влагомеры сырой нефти

ВСН-2-50-100-01 (далее-ВП)

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

  

  AW_B =

  Афвсн ^х Рвч>_в

  РсНф_в

  (1)

(2)

AW_pr = Дф_РГ ■■^•100

Рен

Рон<?_хс

(4)

где AW_B - абсолютная погрешность измерений массовой доли воды в сырой нефти, %. При использовании ВП AW_B вычисляется по формуле (2), а в случае определения массовой доли воды в сырой нефти в лаборатории стандартизованным методом - по формуле (5) либо другим аттестованным методом;

AW_pr - абсолютная погрешность измерений массовой доли растворенного газа в сырой нефти, %;

AW_Mn - абсолютная погрешность измерений массовой доли механических примесей в обезвоженной дегазированной нефти, %;

AW_XC - абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, %.

Дфвсн ^_ абсолютная погрешность измерений объемной доли воды в сырой нефти с помощью ВП, %;

Дф_рг - абсолютная погрешность измерений объемной доли растворенного газа в сырой нефти согласно МИ 2575, м³/м³;

Дфхс ~ абсолютная погрешность измерений массовой концентрации хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, мг/дм³;

Абсолютные погрешности измерений массовых долей воды, механических примесей и хлористых солей в нефти сырой в лаборатории определяют в соответствии с ГОСТ Р 8.580.

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

Д = ±

(5)

где R - предел воспроизводимости методов определения параметров нефти сырой; г - предел сходимости методов определения показателей параметров нефти сырой. Значения R и г приведены в ГОСТ 2477-2014 «Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды», ГОСТ 21534-76 «Нефть. Методы определения содержания хлористых солей», ГОСТ 6370-83 «Нефть, нефтепродукты и присадки. Методы определения механических примесей».

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

• - при определении массовой доли воды в сырой нефти по результатам измерений объемной доли воды с применением ВП составляют:

± 1,3 % при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 10,0 % до 20,0 %; ± 2,0 % при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 20,0 % до 50,0 %; ± 4,3 % при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 50,0 % до 70,0 %;

± 12,9 % при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 70,0 % до 85,0 %;

± 19,4 % при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 85,0 % до 89,85 % (до 91,0 % массовой доли воды).

• - при определении массовой доли воды в сырой нефти в испытательной лаборатории составляют:

± 0,5 % при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 0,1 % до 5,0 %; ± 0,9 % при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 5,0 % до 10,0 %; ± 1,0 % при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 10,0 % до 20,0 %; ±3,8 % при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 20,0 % до 50,0 %; ± 8,8 % при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 50,0 % до 70,0 %;

±21,7 % при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 70,0 % до 85,0 %;

± 39,4 % при содержании объемной доли воды в сырой нефти от 85,0 % до 89,85 % (до 91,0 % массовой доли воды).

• 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. №1815 «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».

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

8