Методика поверки «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой в составе малогабаритной блочной сепарационно-наливной установки (МБСНУ) Киргизовского месторождения» (НА.ГНМЦ.0221-18 МП)

УТВЕРЖДАЮ

Директор ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика»

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и параметров нефти сырой в составе малогабаритной блочной сепарационно-наливной установки (МБСНУ) Киргизовского месторождения

Методика поверки

НА.ГНМЦ.0221-18 МП

с изменением №1

Казань

2020

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

(ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика»)

Березовский Е.В., к.т.н,

Сафиуллина А.Р.

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и параметров нефти сырой в составе малогабаритной блочной сепарационноналивной установки (МБСНУ) Киргизовского месторождения (далее - СИКНС) и устанавливает методику ее первичной и периодической поверки.

Интервал между поверками СИКНС: четыре года.

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 относительной погрешности измерений массы сырой нефти (п.п. 6.4.2);

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

• 2.1 Установка поверочная счетчиков жидкости «УПСЖ-400/1500» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 31154-06). Предел относительной погрешности измерений объема 0,05 %.

• 2.2 Термометры сопротивления платиновые вибропрочные эталонные ПТСВ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 32777-06). Предел допускаемой доверительной абсолютной погрешности ± 0,04 °C.

(Измененная редакция, Изм. №1)

• 2.3 Термостаты переливные прецизионные ТПП-1.0 и ТПП-1.3 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 33744-07), нестабильность поддержания температуры ± 0,01 °C.

• 2.4 Калибраторы давления пневматические Метран-505 Воздух (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 42701-09), предел допускаемой погрешности класса точности 0,015 составляет ± 0,015 %.

(Измененная редакция, Изм. №1)

• 2.5 Манометры грузопоршневые МП-60М, класс точности 0,01 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 47334-11), предел допустимой относительной погрешности ± 0,01 %.

• 2.6 Другие эталонные и вспомогательные СИ - в соответствии с нормативными документами (НД) на поверку СИ, входящих в состав СИКНС.

• 2.7 Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ 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 НД на поверку СИ, входящих в состав СИКНС.

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) клейм на СИ, входящие 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 контроллера измерительного FloBoss S600+ и ПО АРМ Оператора МБСНУ Киргизовского месторождения.

Чтобы определить идентификационные данные для АРМ Оператора МБСНУ Киргизовского месторождения необходимо выполнить нижеперечисленные процедуры.

Для проверки соответствия эталонной и текущей контрольной суммы необходимо запустить файл сценария данной проверки «check.vbs». В случае совпадения контрольных сумм появится окно с сообщением: «Контрольная сумма совпадает». В противном случае открывается файл «Hash.txt», в котором выведена текущая контрольная сумма исполняемого кода и эталонная.

Идентификационные данные для FloBoss S600+ определяют в соответствии с порядком, изложенным в МП 0392-13-2016.

Занести информацию в соответствующие разделы протокола.

• 6.2.2 Если идентификационные данные, указанные в описании типа СИКНС и полученные в ходе выполнения п.6.2.1, идентичны, то делают вывод о подтверждении соответствия ПО СИКНС программному обеспечению, 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 в соответствии с НД, приведенными в таблице 1.

  Возможно проведение поверки отдельных автономных блоков в виде средств измерений, входящих в состав СИКНС, для меньшего числа измеряемых величин или на меньшем числе поддиапазонов.

  6.4.2 Определение относительной погрешности измерений массы сырой нефти.

  При прямом методе динамических измерений за погрешность измерений массы сырой нефти принимают относительную погрешность измерений счётчика-расходомера массового (МПР)

  ^мпр = J $ о ⁺ ^дТ ⁺ $дР'                                    (В

аблица 1 - Перечень НД на поверку СИ

Допускается применение методик поверки на СИ, утвержденных при их испытании (приведенных в описании типа СИ, входящих в состав СИКНС).

где

бо    ~   основная относительная погрешность МПР, %;

6_дТ   -   дополнительная относительная погрешность измерений массы МПР,

связанная с изменением температуры измеряемой среды (влияние температуры можно компенсировать обнулением показаний при условиях технологического процесса), вычисляется по формуле

Д7¹

ДР

5М_Н = 1,1 •

где

5М_СН - относительная погрешность измерения массы сырой нефти, %;

Д144   - абсолютная погрешность измерения массовой доли воды в сырой ДИ/рг - абсолютная погрешность измерения массовой доли растворенного газа в сырой нефти, %;

абсолютная погрешность измерения массовой доли механических примесей в сырой нефти, %;

абсолютная погрешность измерения массовой доли хлористых солей в сырой нефти, %;

массовая доля пластовой воды в сырой нефти, %, вычисляют по формуле (в случае выхода из строя влагомеров измеряют в лаборатории по ГОСТ 2477-2014 или аттестованной в установленном порядке методике измерений ФР.1.31.2014.17851)

^В Рен

где

(р - объемная доля пластовой воды в сырой нефти, %. Измеряют поточным влагомером, установленным на ИЛ;

pl⁵ - плотность пластовой воды, кг/м³, при 15 °C и избыточном давлении равном «0» измеренная в лаборатории;

р™ - плотность сырой нефти, кг/м³, при 15 °C и избыточном давлении равном «0» измеренная в лаборатории;

УИ_рг - массовая доля растворенного газа в сырой нефти, %. Вычисляют по формуле

■ 100%, (6)

Дда ■ aJ⁵ KW =   _.'^в

‘^J*^KB         ic

Pch

- при измерении в лаборатории по ГОСТ 2477-2014 допустимо вычислять по

формуле

JRI - г² • 0,5

AVV = + —------—

⁸ ’ V2 ’

где R_B и г_в - воспроизводимость и сходимость метода определения массовой доли воды, берут из ГОСТ 2477-2014, % массы;

- при измерении в лаборатории по методике измерений ФР.1.31.2014.17851 «Методика измерений объемной доли воды в нефти добытой комбинированным методом» принимают в соответствии с показателями точности, установленными в методике измерений.

Абсолютную погрешность измерения массовой доли растворенного газа в сырой нефти AW_pr, %, вычисляют по формуле

д%_г= ^ДргЛо'^РрГ-100%                      (10)

Рен

где

5_рг - основная относительная погрешность измерений растворенного газа, м³/м³.

Абсолютную погрешность измерений в лаборатории массовой доли механических примесей, AW_Mn, % массы, вычисляют по формуле

(11)

где R_Mn и г_мп - воспроизводимость и сходимость метода определения массовой доли механических примесей, берут из ГОСТ 6370-83, % массы. Абсолютную погрешность измерений в лаборатории массовой доли хлористых солей, AW_XC, % массы, вычисляют по формуле y/Rir - г_х²_с • 0,5

ди/ = + А—---

^хс ' V2

где Rxc и г_хс - воспроизводимость и сходимость метода определения массовой доли хлористых солей, % массы.

Воспроизводимость метода определения массовой концентрации хлористых солей по ГОСТ 21534-76 принимают равной удвоенному значению сходимости г, % массы. Значение сходимости г_хс, выраженное по ГОСТ 21534-76 в мг/дм³, переводят в % массы по формуле гп/1 0,1 т_хс [мг/дм³]

г_хс[%] = ------->

где г_хс - сходимость метода по ГОСТ 21534-76, мг/дм³.

Значения относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти:

- в диапазоне массовой доли воды (при измерении содержания воды в сырой нефти в лаборатории) не должны превышать:

- в диапазоне объемной доли воды (при измерении содержания воды в сырой нефти влагомером) не должны превышать:

• 7.1 Результаты идентификации программного обеспечения оформляют протоколом по форме, приведенной в приложении А.

• 7.2 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке СИКНС в соответствии с требованиями документа «Порядок проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке», утвержденного приказом Минпромторга России № 1815 от 02.07.2015 г. На оборотной стороне свидетельства о поверке системы указывают:

• - наименование измеряемой среды;

• - значения относительной погрешности измерений массы сырой нефти и массы нетто сырой нефти, и соответствующий им диапазон расходов массы сырой нефти (по свидетельствам о поверке на счётчики-расходомеры массовые);

• - идентификационные признаки программного обеспечения СИКНС.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНС.

• 7.3 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 № 1815 от 2.07.2015 г.

Приложение А

(рекомендуемое)

Форма протокола подтверждения соответствия программного обеспечения СИКНС

Протокол №

подтверждения соответствия программного обеспечения СИКНС

Место проведения поверки:_______________________________________________________________________________________

НаименованиеСИ:__

Заводской номер СИ: №_________________________________________________________________________________

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО контроллера измерительного FloBoss S600+

Таблица 2 - Идентификационные данные ПО АРМ Оператора МБСНУ Киргизовского месторождения

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