Методика поверки «Государственная система обеспечения единства измерений Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) УПСВ «Белозерская» АО «Самаранефтегаз»» (MП 16-1045-01-2020)

УТВЕРЖДАЮ

Инструкция

Государс гвенная система обеспечения единства измерений Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) УПСВ «Белозерская» АО «Самаранефтегаз»

Методика поверки

МП 16-1045-01-2020

Самара

2020

ООО ИК «СИБИНТЕК»

Репин Ю.Е.

ООО ИК «СИБИНТЕК»

СТРАНИЦА 3 ИЗ 15 Настоящая инструкция устанавливает методику первичной поверки до ввода в эксплуатацию и после ремонта, а также методику периодической поверки в процессе эксплуатации системы измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) УПСВ Белозерская АО «Самаранефтегаз» (далее - СИКНС), зав № 177794, предназначенную для автоматизированного измерения массового расхода и массы сырой нефти, определения массы нетто сырой нефти при оперативном учете.

Интервал между поверками - один год.

• 1 ОПЕРАЦИИ ПОВЕРКИ

  Наименование операции	Номер пункта поверки	Проведение операции при
  		Первичной поверке	Периодической поверке
  Проверка комплектности технической документации	6.1	да	да
  Внешний осмотр	6.2	да	да
  Подтверждение соответствия программного обеспечения	6.3	да	да
  Опробование	6.4	да	да
  Определение метрологических характеристик	6.5	да	да

2 СРЕДСТВА ПОВЕРКИ

• 2.1    При комплектной поверке на месте эксплуатации поверка проводится с применением рабочих эталонов 1-го, 2-го разряда в соответствии с частью 2 Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости, утвержденной приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 07 февраля 2018 г. № 256 (далее - эталон единицы массового расхода жидкости 1 или 2 разряда.)

• 2.2   При поэлементной поверке применяются средства поверки в соответствии с документами на поверку средств измерений (далее - СИ), входящих в состав СИКНС

• 2.3   Допускается применение других средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик (далее - MX) поверяемых СИ с требуемой точностью.

3 ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ

При проведении поверки соблюдают требования, определяемые:

• - руководством по безопасности «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов», федеральными нормами и правилами 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

• 4.1 При проведении поверки соблюдают условия¹ в соответствии с требованиями НД на методики поверки СИ, входящих в состав СИКНС.

• 4.2  Характеристики измеряемой среды при проведении поверки на месте эксплуатации должны соответствовать требованиям, приведенным в таблице 2.

Соответствие характеристик измеряемой среды указанным в таблице 2 проверяют по данным паспорта качества сырой нефти, находящейся в измерительных линиях (далее - ИЛ).

Таблица 1 - Метрологические характеристики СИКНС

при соблюдении условий поверки СИКНС влияющие факторы отсутствуют

Таблица 2 - Основные технические характеристики СИКНС и измеряемой среды

5 ПОДГОТОВКА К ПОВЕРКЕ

При подготовке к поверке выполняют следующие работы:

• - проверка выполнения условий пункта 2, пункта 3, пункта 4 настоящей инструкции;

• - подготовка к работе СИКНС и средств поверки согласно их эксплуатационных документов;

• - проверка герметичности соединений и узлов гидравлической системы рабочим давлением.

6. ПРОВЕДЕНИЕ ПОВЕРКИ

• 6.1 Проверка комплектности технической документации

Проверяют наличие эксплуатационной документации на СИКНС, а также на СИ, входящие в состав СИКНС.

• 6.2 Внешний осмотр

При внешнем осмотре устанавливают соответствие СИКНС следующим требованиям:

• - комплектность соответствует указанной в технической документации;

• - отсутствуют механические повреждения и дефекты, препятствующие применению;

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

СТРАНИЦА 6 ИЗ 15

б.З Проверка идентификации и защиты программного обеспечения СИКНС.

• 6.3.1  Проверка идентификационных данных ПО контроллера измерительновычислительного «Summit» (далее - ИВК) осуществляется в соответствии с руководством по эксплуатации.

• 6.3.1.1  Проверку номера версии и цифрового идентификатора ПО ИВК с идентификационными данными, указанными в описании типа на ИВК, проводят в следующей последовательности:

• - перейти в подменю «System Information!» главного меню ИВК;

• - зафиксировать номер версии (FW Version) и контрольную сумму (FW Checksum) ПО контроллера, отображаемые в разделе «Main Program»;

• - сравнить номер версия и контрольную сумму ПО с данными, представленными в таблице 3.

Полученные идентификационные данные ПО ИВК заносят в протокол по форме приложения 1.

• 6.3.2 Результат подтверждения соответствия ПО считается положительным, если полученные идентификационные данные ПО СИКНС (идентификационное наименование ПО, номер версии (идентификационный номер ПО) и цифровой идентификатор ПО) соответствуют идентификационным данным, указанным таблице 3, в противном' случае результаты поверки признают отрицательными.

Таблица 3 ~ Идентификационные данные ПО

• 6.4 Опробование

• 6.4.1 Проверяют действие и взаимодействие компонентов СИКНС в соответствии с технологической инструкцией СИКНС, возможность получения отчета.

• 6.4.2 Проверяют герметичность гидравлической части СИКНС.

• 6.4.3 На элементах и компонентах СИКНС не должно быть следов протечек сырой нефти.

• 6.5 Определение метрологических характеристик

Определение метрологических характеристик СИКНС выполняется посредством проведения комплектной поверки на месте эксплуатации или поэлементной поверки всех СИ, входящих в состав СИКНС.

• 6.5.1 Определение метрологических характеристик при комплектной поверке на месте эксплуатации.

• 6.5.1.1 Проводят проверку наличия действующих знаков поверки и (или) свидетельств о поверке и (или) записи в паспорте (формуляре) на следующие СИ:

• - преобразователь давления AUTROL, модель APT3200-G (регистрационный номер 37667-13);

• - датчик давления серии АМ-2000, модель TG (регистрационный номер 35035-14);

СТРАНИЦА 7 ИЗ 15

- термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом УТС (регистрационный номер 47757-11);

• - расходомер жидкости турбинный типа PTF, модель PTF-50 (регистрационный номер № 11735-06);

• - влагомер сырой нефти ВСН-2, модель ВСН-2-50-100-01 (регистрационный номер 24604-12);

• - датчик температуры ТСПТ (регистрационный номер 57176-14);

• - контроллер измерительно-вычислительный «SUMMIT 8800» (регистрационный номер 65347-16).

Выше приведенные СИ на момент проведения поверки СИКНС должны быть поверены в соответствии с документами на поверку, указанными в свидетельствах об утверждении типа (описаниях типа) данных СИ, таблица 5.

Показывающие СИ давления и температуры сырой нефти утвержденных типов, поверяются в соответствии с документами на поверку, указанными в свидетельствах об утверждении типа (описаниях типа) данных СИ.

• 6.5.1.2 Определение относительной погрешности СИКНС при измерении массы сырой нефти.

• 6.5.1.2.1 В состав СИКНС входят измерительные каналы (далее - ИК), определение метрологических характеристик которых может осуществляться комплектным способом при проведении поверки СИКНС.

Таблица 4 - Состав и основные метрологические характеристики ИК с комплектным способом поверки '

^!) Пределы допускаемой относительной погрешности ИК массового расхода на рабочей ИЛ, и ИК массового расхода на контрольно-резервной ИЛ.

• 6.5.1.2.2 Определение относительной погрешности СИКНС при измерении массы сырой нефти проводят с применением эталона единицы массового расхода жидкости 1 или 2 разряда.

Для каждого ИК проводят измерения массы сырой нефти в трех точках: Q_mi_n, 0'SQmax' Qmax- Число измерений в каждой точке не менее двух, при допускаемом отклонении установленного массового расхода Q_m от контрольных точек ± 3 %. На заданном массовом расходе Q_m производят измерение массы сырой нефти М_у. Относительную погрешность ИК при измерении массы сырой нефти, 6_т, %, определяют по формуле:

масса сырой нефти, измеренная эталоном единицы массового расхода жидкости 1 или 2 разряда, при установленном массовом расходе Q_m, т; масса сырой нефти, измеренная ИК, т.

• 6.5.1.2.3 Относительная погрешность ИК массового расхода на рабочей и контрольно-резевной ИЛ в диапазоне расхода не должна превышать ± 0,25 %.

• 6.5.1.2.4 В случае невыполнения этого условия проводят калибровку «нулевой точки» и коэффициента коррекции расходомера-счетчика массового «OPTIMASS 6400С» (далее - СРМ), после чего повторно проводят операции по п.п. 6.5.1.2.2 и 6.5.1.2.3 настоящей методики поверки.

6.5.1.3 Результаты контроля метрологических характеристик считают положительными при выполнении следующих условий:

• 1.     при получении положительных результатов по п. 6.5.1.1 настоящей методики поверки;

• 2.     при получении положительных результатов по п. 6.5.1.2.

• 6.5.2 Определение метрологических характеристик СИ, входящих в состав СИКНС при поэлементной поверке.

• 6.5.2.1 Определение метрологических характеристик СИ, входящих в состав СИКНС, проводят в соответствии с НД. приведенными в таблице 5.

Таблица 5 - СИ и методики их поверки

Показывающие СИ давления и температуры сырой нефти утвержденных типов, поверяются в соответствии с документами на поверку, указанными в свидетельствах об утверждении типа (описаниях типа) данных СИ.

• 6.5.2.2 Результаты контроля метрологических характеристик считают положительными при. если все СИ. входящие в состав СИКНС, имеют действующие свидетельства о поверке.                  ,

6.5.3 Определение относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти.

• 6.5.3.1 Пределы относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти М_н, %. вычисляют по формуле

  

где 6_М - пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти ИК, %;

W_MB- пределы допускаемой абсолютной погрешности определения массовой доли воды в сырой нефти, %;

W_MB - массовая доля воды в сырой нефти, %;

AW_pr - пределы допускаемой абсолютной погрешности определения массовой доли растворенного газа в сырой нефти. %;

Иф_г - массовая доля растворенного газа в сырой нефти. %;

ДРГ_ХС - пределы допускаемой абсолютной погрешности определения массовой доли хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти. %;

И/_хс - массовая доля хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти. %;

Д1/И_М11 - пределы допускаемой абсолютной погрешности определения массовой доли механических примесей в обезвоженной дегазированной нефти, %;

И/_мп - массовая доля механических примесей в обезвоженной дегазированной нефти, %.

• 6.5.3.2 Массовую долю воды в сырой нефти при измерении объемной доли воды, рассчитывают по формуле:

  где р_в^аб CTL_B(t_p), СТЬвС^аб)

\А/   _ Wqb'Pb

^VVMB ~ Р ’

"сн

где W_0B - объемная доля воды в сырой нефти, %;

р£ - плотность пластовой воды в рабочих условиях, кг/м³.

Плотность пластовой воды в рабочих условиях вычисляют по формуле: Р лаб TTLeCtp)

Рв = Рв • _гт, ;

плотность воды при условиях ее измерения в лаборатории, кг/м³; поправочные коэффициенты плотности от температуры, для температуры t_p и t^_a6 соответственно;

температура сырой нефти в ИЛ при измерении массы сырой нефти с применением СРМ, °C;

температура в лаборатории, при которой проводится измерение плотности воды, °C.

Коэффициент СТL_B(t)вычисляют по формуле:

CTL_B(t) = 1 - (1,8562 ■ 10“⁴ + 1,2882 • 1(Г⁵ ■ В) • At -

-(4,1151 • 10~⁶ - 1,4464 • 10“⁷ ■ В) ■ At² +

+ (7,1926 • 10“’ + 1,3085 ■ Ю*¹⁰ • В) • At³

где

ДУУ„„р^с_в^т

рСт/ ₁__У!С) ₊ рЛаб.2У_' Ри \ 100/⁺Р" 100

пределы допускаемой абсолютной погрешности определения объемной доли воды в сырой нефти в лаборатории по ФР.1.29.2016.25448 или по ФР.1.31.2014.17851, %.

При измерении объемной доли воды в лаборатории по ФР. 1.31.2014.17851, AW_Byp %, определяют по формуле:

механических примесей) абсолютную погрешность его измерений вычисляют по формуле

Д=           ,                                 (15)

предел воспроизводимости методов определения параметров сырой нефти;

предел сходимости (повторяемости) методов определения показателей параметров сырой нефти.

Значения R и г приведены в ГОСТ 21534 и ГОСТ 6370 соответственно.

6.5.3.7 Результаты определения пределов относительной погрешности СИКНС при измерении массы нетто сырой нефти считают положительными, если рассчитанные пределы относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти не превышают следующих значений:

пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефти при измерении объемной доли воды в пей влагомером поточным, диапазоне объемной доли воды в сырой нефти:

от 0 % до 5 %

св. 5 % до 10 %

св. 10 % до 20 %

св. 20 % до 50 % св. 50 % до 70 % св. 70 % до 85 %

св. 85 % до 95%

пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетго сырой нефти при измерении объёмной доли воды в испытательной (химико-аналитической) лаборатории по ФР. 1.29.2016.25448, не более, в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти:

от 0,03 % до 5.0 % св. 5,0 % до 10 % св. 10 % до 20 %

св. 20 % до 40 %

“ воспроизводимость метода определения концентрации хлористых солей по ГОСТ 21534 принимают равной удвоенному значению сходимости г

СТРАНИЦА 12 ИЗ 15 пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при измерении объёмной доли воды в испытательной (химико-аналитической) лаборатории по ФР. 1.31.2014.17851, не более, в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти:

св.

св.

св.

св.

пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при измерении объемной доли воды в ней влагомером сырой нефти лабораторным, не более, в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти:

от 0,1 % до 5 %

св.

св.

св.

св.

св.

св.

7 ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ПОВЕРКИ

• 7.1 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке СИКНС 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» и протокол поверки.

• 7.2  Результаты поверки СИКНС оформляют протоколом поверки согласно приложению 1 к настоящей методике поверки. Протокол поверки является неотъемлемой частью свидетельства о поверке СИКНС

• 7.3 При отрицательных результатах поверки СИКНС 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».

• 7.4 Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНС в виде оттиска доверительного клейма или наклейки. Пломбирование средств измерений СИКНС проводится в соответствии с МИ 3002.

(рекомендуемое) Протокол №______

поверки системы измерений количества и параметров нефти сырой УПСВ Белозерская АО «Самаранефтегаз», номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений___________

Заводской номер СИКНС:

Методика поверки:

Диапазон массового расхода, т/ч:

Условия проведения поверки:

• - температура окружающего воздуха, °C:

• - относительная влажность окружающего воздуха, %:

• - атмосферное давление, кПа:

Поверочная среда:

Основные средства поверки:

Результаты поверки:

• 1. Проверка комплектности технической документации (п. 6.1 МП) (соответсвует/несоответствует):_________________

• 2. Внешний осмотр (п.6.2 МП)

Результаты внешнего осмотра СИКНС (соответствует/не соответствует):________________

• 3. Подтверждение идентификации и защиты программного обеспечения (ПО) СИКНС (п. 6.3 МП)

  Идентификационные данные	Значение, полученное во время поверки СИКНС	Значение, указанное в описании типа СИКНС
  Идентификационное наименование ПО
  Номер версии (идентификационный номер ПО)
  Цифровой идентификатор ПО
  Другие идентификационные данные

Результаты проверки идентификации и защиты ПО СИКНС (соответствует/не соответствует):________________

• 4. Опробование (п. 6.4 МП) (соответствует/не соответствует)_________________

• 5. Определение метрологических характеристик (MX) СИКНС (п. 6.5)

  • 5.1 Определение метрологических характеристик СИКНС при комплектной поверке на месте эксплуатации (п. 6.5.1 МП):

5.1.1 Проверка наличия действующих знаков поверки и (или) свидетельств о поверке и (или) записи в паспорте (формуляре) на СИ (п. 6.5.1.1 МП):

5.1.2 Определение относительной погрешности СИКНС при измерении массы сырой нефти проводят с применением эталона единицы массового расхода жидкости 1 или 2 разряда (п. 6.5.1.2 МП)

Тип расходомера_______________________________ Эталонная установка______________ ;

зав. №_________________________________________ зав. №_______ _______________________________

Результаты (соответствует/не соответствует)__________________

5.2 Определение метрологических характеристик СИ, входящих в состав СИКНС (при поэлементной поверке) (п. 6.5.2 МП)

Результаты (соответствует/не соответствует)__________________

5.3 Определение относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти (п. 6.5.3 МП)

Результаты (соответствует/не соответствует)__________________

Заключение: система измерений количества и параметров нефти сырой УПСВ Белозерская АО «Самаранефтегаз» признана (годной/не годной)________к дальнейшей эксплуатации.

Должность лица, проводившего поверку:__