Методика поверки «Система измерений количества и показателей качества нефти, на выходе УПН ЮРУБЧЕНО-ТОХОМСКОГО месторождения ОАО "ВОСТСИБНЕФТЕГАЗ"» (МП 0972-9-2019)

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 ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ (СИКН-1), НА ВЫХОДЕ УПН ЮРУБЧЕНО-ТОХОМСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ОАО «ВОСТСИБНЕФТЕГАЗ»

Методика поверки

МП 0972-9-2019

Начальник отдела НИО-9

■ — К.А. Левин Тел. отдела: (843)273-28-96

г. Казань

2019

Левин К.А., Кудусов Д.И., Ерзиков А.М.

ФГУП «ВНИИР»

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти (СИКН-1), на выходе УПН Юрубчено-Тохомского месторождения ОАО «Востсибнефтегаз» (далее по тексту - система), и устанавливает методику и средства ее первичной и периодической поверок.

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 (далее по тексту - СИ) из состава системы наступает до очередного срока поверки системы, поверяется только это СИ, 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

Применяются средства поверки, указанные в документах на методики поверки соответствующих СИ, перечисленных в таблице 4.

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 по тексту -НД);

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

• - правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей;

• - правилами по охране труда при эксплуатации электроустановок.

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

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 актов приема-сдачи нефти.

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 автоматизированного рабочего места (далее по тексту - АРМ) оператора осуществляется в соответствии с руководством оператора.

  • 6.2.2  Проверка идентификационных данных ПО комплекса измерительновычислительного «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») (основной/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

• 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 па поверку СИ, входящих в состав системы.

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

  • 6.4.3 Проверяют герметичность системы.

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

• 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

МИ 3240-2012 «ГСИ. Преобразователи плотности жидкости поточные. Методика поверки»

МИ 2816-2012 «ГСИ. Преобразователи плотности поточные. Методика поверки на месте эксплуатации»

МП 2302-0062-2012 «Преобразователи плотности измерительные модели 7835. Методика поверки»

Окончание таблицы 4

Периодичность поверки СИ, входящих в состав системы в соответствии с документами на методики поверки.

Датчики давления, манометры, предназначенные для измерений разности давления и расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400, установленный в блоке контро.ля параметров нефти, подлежат калибровке или поверке один раз в год.

• 6.5.2 Определение относительной погрешности измерений массы нефти

За погрешность измерений массы нефти принимают предел допускаемой относительной погрешности измерений массомеров ±0,25% для рабочих массомеров, ±0,2% для контрольно-резервных массомеров, применяемых в качестве контрольных.

• 6.5.3 Определение относительной погрешности измерений массы нетто нефти

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

ДИД, _в - пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений массовой доли воды в нефти, %;

ДИД_{4 п} “ пределы допускаемой абсолютной погрешности определения массовой доли механических примесей в нефти %;

Д^_хс ~ пределы допускаемой абсолютной погрешности определения массовой доли хлористых солей в нефти, %.

W_{M в}      - массовая доля воды, %, определяемая в аккредитованной испытательной

лаборатории либо по результатам измерений объемной доли воды поточным влагомером, температуры нефти в БИК датчиком температуры, давления нефти в БИК датчиком давления;

- массовая доля механических примесей, % определяемая в аккредитованной испытательной лаборатории;

И^/_хс      - массовая доля хлористых солей, %, определяемая в аккредитованной

испытательной лаборатории.

Вычисление составляющих допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти

Вычисление пределов допускаемой абсолютной погрешности измерений массовой доли воды в нефти при определении объемной доли воды в нефти с помощью влагомера.

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений массовой доли воды в нефти при определении объемной доли воды в нефти с помощью влагомера Д)Т_МВ , % вычисляют по формуле

р диет

(2)

• - плотность дистиллированной воды, приведенная к условиям измерений объемной доли воды в нефти, кг/м³;

• - плотность нефти в условиях измерения объемной доли воды в нефти, кг/м³;

• - пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений объемной доли воды в нефти, принимаемые равными пределам допускаемой абсолютной погрешности поточного влагомера УДВН-1пм, %, которая рассчитывается по формуле

АГ =д^„+|д^„|,                  (3)

где АРК      “ пределы допускаемой основной абсолютной погрешности поточного

влагомера, объемная доля воды, %;

- пределы допускаемой дополнительной погрешности влагомера при изменении температуры измеряемой среды на каждые 10°С от средней температуры рабочего диапазона, объемная доля воды, %, рассчитывается по формуле

10

где ^тах        “ ^максимальная температура измеряемой среды, °C;

Z_min         - минимальная температура измеряемой среды, °C.

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений массовой доли воды в нефти при ее определении в лаборатории по ГОСТ 2477-2014 «Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды» вычисляют по формуле

где Rq - воспроизводимость метода по ГОСТ 2477, %; гв - сходимость метода по ГОСТ 2477, %.

Вычисление пределов допускаемой абсолютной погрешности определения массовой доли хлористых солей в нефти

Пределы допускаемой абсолютной погрешности определения массовой доли хлористых солей в нефти вычисляют по формуле

(6)

где Д (р ~ пределы абсолютной погрешности определения массовой концентрации хлористых солей в нефти по ГОСТ 21534-76 «Нефть. Методы определения содержания хлористых солей», г/м³;

Пределы абсолютной погрешности определения массовой концентрации хлористых солей в нефти вычисляют по формуле

5

где г_хс - сходимость метода по ГОСТ 21534, г/м³.

Пределы допускаемой абсолютной погрешности определения массовой доли механических примесей в нефти вычисляют по формуле

Д^мл=^^п                   (8)

где Лм.п. - воспроизводимость метода по ГОСТ 6370-83 «Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей», %;

гм.п. - сходимость метода по ГОСТ 6370, %.

Систему считают выдержавшей испытания, если относительная погрешность измерений массы нетто нефти не превышает ± 0,35 %

• 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 поверительного клейма или наклейки.

8