Методика поверки «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) на ДНС Западно-Салымского месторождения» (НА.ГНМЦ.0344-19 МП)

УТВЕРЖДАЮ

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) на ДНС Западно-Салымского месторождения Методика поверки

НА.ГНМЦ.0344-19 МП

Казань

2019

Обособленным подразделением Головной научный метрологический центр АО «Нефтеавтоматика» в г. Казань

(ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика»)

Давыдова Е.Н.,

Стеряков О.В.

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) на ДНС Западно-Салымского 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).

  • 1.4.3 Определение пределов допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти (п.п. 6.4.3).

• 2.1 Рабочий эталон 1-го или 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.

• 2.2 Средства поверки в соответствии с документами на поверку СИ, входящих в состав СИКНС.

• 2.3 Допускается применение 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 21-01-97 «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:

-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.

Таблица1- Характеристики измеряемой среды

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.

• 6.1 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 автоматизированного рабочего места - ПО «ПЕТРОЛСОФТ(С)» (далее - АРМ оператора).

Чтобы определить идентификационные данные ПО АРМ оператора необходимо выполнить нижеописанные действия.

Для определения идентификационных данных SIKNS.dll в нижней правой части основной мнемосхемы АРМ оператора нажимают кнопку «Ввод паспорта качества», после нажатия которой появится окно «Выбор отчета». В окне «Выбор отчета» нажимают кнопку «О программе»; после нажатия которой появится окно «О программе», в котором отобразятся идентификационное наименование, номер версии и цифровой идентификатор (для расчета цифрового идентификатора в окне «О программе» нужно нажать кнопку «Рассчитать MD5»).

Для определения идентификационных данных TPUI_ibrary.dll в нижней правой части основной мнемосхемы АРМ оператора нажимают кнопку «Поверка», после нажатия которой появится окно «ТПУ». В окне «ТПУ» нажимают кнопку «О программе»; после нажатия которой появится окно «О программе», в котором отобразятся идентификационное наименование, номер версии и цифровой идентификатор (для расчета цифрового идентификатора в окне «О программе» нужно нажать кнопку «Рассчитать MD5»).

Полученные идентификационные данные ПО АРМ оператора заносят в протокол по форме приложения А.

• 6.2.2 Проверка идентификационных данных ПО комплекса измерительновычислительного «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») (далее - ИВК).

  • 6.2.2.1 Чтобы определить идентификационные данные ПО ИВК необходимо выполнить следующие действия: в экранной форме основного меню выбрать с помощью кнопок перемещения пункт «СИСТ. ПАРАМЕТРЫ» и нажать кнопку «Enter» (в виде изогнутой стрелочки); в появившемся подменю выбрать с помощью кнопок перемещения подпункт «СВЕДЕНИЯ о ПО» и нажать кнопку «Enter», после чего на экране в виде текста отобразятся идентификационные данные метрологически значимой части ПО ИВК. Занести информацию с экрана в протокол по форме приложения А.

Примечание - Для перехода в основное меню ПО ИВК из других подменю необходимо нажать на кнопку перемещения вниз <ф>.

• 6.2.3 Если идентификационные данные ПО, указанные в описании типа СИКНС, и полученные в ходе выполнения п.6.2.1 и 6.2.2 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 поэлементным способом в соответствии с НД, приведенными в таблице 2.

Таб л и ца2 - 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 контрольно-резервной ИЛ не должна превышать ±0,20%.

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

• 6.4.3 Определение относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти.

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

где - пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, значение которых принимают равными пределам допускаемой относительной погрешности измерений ПР, %;

дф, - абсолютная погрешность определения массовой доли воды в сырой нефти, %;

- верхний предел измерений массовой доли воды в сырой нефти, %;

Ajp _ абсолютная погрешность определения массовой доли свободного “ газа в сырой нефти, %;

_ верхний предел измерений массовой доли свободного газа в сырой ^сгв нефти, %;

AFF, - абсолютная погрешность определения массовой доли растворенного газа в сырой нефти, %;

W _v - верхний предел измерений массовой доли растворенного газа в сырой нефти, %;

• - абсолютная погрешность определения массовой доли хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, %;

• - верхний предел измерений массовой доли хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, %;

AFF_im - абсолютная погрешность определения массовой доли механических примесей в обезвоженной дегазированной нефти, %;

• - верхний предел измерений массовой доли механических примесей в обезвоженной дегазированной нефти, %.

Абсолютную погрешность определения массовой доли воды в сырой нефти при измерении объемной доли воды в сырой нефти с помощью влагомера AFF_e, %

массы, вычисляют по формуле

где AFF - пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений объемной доли воды в сырой нефти, принимаемые равными пределам допускаемой абсолютной погрешности поточного влагомера, %;

рр- плотность воды в рабочих условиях, кг/м³;

рр- плотность сырой нефти в рабочих условиях, кг/м³.

Абсолютную погрешность измерений массовой доли воды в сырой нефти при ее определении в лаборатории AFF_g, % массы, вычисляют по формуле

W . _cr W —) + рг• — 100 ^в 100

где W - объемная доля воды в сырой нефти, %;

р^ст - плотность воды при стандартных условиях, кг/м³;

p^cj - плотность нефти в рабочих условиях, кг/м³;

R_a - воспроизводимость метода по ГОСТ 2477-2014, %; г_б - сходимость метода по ГОСТ 2477-2014, %.

Абсолютную погрешность определения массовой доли свободного газа в сырой нефти АРК_сг, % массы, вычисляют по формуле

где ди - пределы абсолютной погрешности определения объемной доли свободного газа при стандартных условиях в единице объема сырой нефти при рабочих условиях по МИ 2575-2000, %;

р - давление в блоке измерений параметров нефти сырой, МПа;

р    - абсолютное давление в стандартных условиях равное 0,101325 МПа;

р    - плотность свободного газа при стандартных условиях, кг/м³;

рр - плотность сырой нефти в рабочих условиях, кг/м³.

Абсолютную погрешность определения массовой доли растворенного газа в сырой нефти AFK, % массы, вычисляют по формуле

(5)

где ДИ_г - пределы абсолютной погрешности определения объемной доли растворенного газа при стандартных условиях в единице объема сырой нефти при рабочих условиях по МИ 2575-2000;

_рр - плотность сырой нефти в рабочих условиях, кг/м³;

р„ - плотность растворенного газа при стандартных условиях, кг/м³.

Абсолютную погрешность определения в лаборатории массовой доли хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти kW_xt % массы, вычисляют по формуле

&W

хс

где р^ст - плотность обезвоженной дегазированной нефти при стандартных условиях, кг/м³;

\(р_с - пределы абсолютной погрешности определения массовой концентрации хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти по ГОСТ 21534-76, г/м³, вычисляют по формуле свидетельства о поверке», утвержденного приказом Минпромторга России от 02.07.2015 г. № 1815 в редакции Приказа Минпромторга России от 28.12.2018 г. N 5329. На оборотной стороне свидетельства о поверке системы указывают:

• - наименование измеряемой среды;

• - значения пределов относительной погрешности измерений массы сырой нефти.

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 от 02.07.2015 г. № 1815 в редакции Приказа Минпромторга России от 28.12.2018 г. N 5329.

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.

10