Методика поверки «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой в составе малогабаритной блочной сепарационно-наливной установки (МБСНУ) Ялтаусского месторождения» (НА.ГНМЦ.0223-18 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) Ялтаусского месторождения

Методика поверки

НА.ГНМЦ.0223-18 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) Ялтаусского 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 Ялтаусского месторождения.

Чтобы определить идентификационные данные для АРМ Оператора МБСНУ Ялтаусского 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.

  аблица 1 - Перечень НД на поверку СИ

  Наименование СИ	НД
  Счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF300	МП 45115-16 «Счетчики расходомеры массовые Micro. Методика поверки» с изменением №1, утвержденная ФГУП «ВНИИМС» 22 декабря 2016г.
  Датчик давления Метран- 150 модели TG2	МП 4212-012-2013 «Датчики давления Метран-150. Методика поверки», утвержденная ГЦИ СИ ФБУ «Челябинский ЦСМ», ноябрь 2013г.
  Преобразователь измерительный Rosemount 644	12.5314.000.00      МП      «Преобразователи измерительные Rosemount 644, Rosemount 3144Р. Методика поверки», утвержденная ГЦИ СИ ФБУ «Челябинский ЦСМ» в декабре 2013г.
  Т ермопреобразователь сопротивления Rosemount 0065	ГОСТ 8.461-2009 «ГСИ. Термопреобразователи сопротивления из платины, меди и никеля. Методика поверки»
  Влагомер сырой нефти ВСН-ПИК	МИ 3303-2011 «ГСИ. Влагомеры нефти поточные. Методика поверки» (с изменением №1 от 30.01.2012г., №2 от 06.03.2012г.)
  Контроллер измерительный    FloBoss S600+	МП 0392-13-2016 «Контролеры измерительные FloBoss S600+. Методика поверки», утвержденная ФГУП «ВНИИР» 15 февраля 2016г.

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

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 ~      ⁺ ^дТ ⁺ ^др»                                       (1)

где

6₀    ~   основная относительная погрешность МПР, %;

6_дГ   -   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

где

8_ЛТ - дополнительная относительная погрешность измерений массового расхода и массы жидкости, вызываемая изменением температуры измеряемой среды от температуры, при которой была проведена калибровка, на каждый 1 °C, % от максимального расхода/1 °C (принимается равной 0,0005 %);

Т_к - температура рабочей среды, при которой проводится поверка (калибровка), °C;

Т - температура измеряемой среды, °C;

ДТ - диапазон температур, для которого нормирована дополнительная относительная погрешность измерений массы МПР, связанная с изменением температуры измеряемой среды, °C (принимают равным 1 °C);

6_дР - дополнительная относительная погрешность измерений массы МПР, связанная с изменением давления измеряемой среды (это влияние можно скорректировать с помощью динамического ввода давления), вычисляется по формуле

где

6_ЛР - дополнительная относительная погрешность измерений массового расхода и массы жидкости, вызываемая отклонением давления измеряемой среды от давления калибровки, без применения функции компенсации влияния давления на каждый 1 бар (изб.), %/1 бар (изб.) (принимается равной -0,009 %);

Р_к - давление рабочей среды, при котором проводится поверка (калибровка), МПа;

Р - давление измеряемой среды, МПа;

ДР - диапазон давления, для которого нормирована дополнительная относительная погрешность измерений массы МПР, связанная с изменением давления измеряемой среды, МПа (принимают равным 0,1 МПа).

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

• 6.4.3 Определение относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти.

Относительную погрешность измерений массы нетто сырой нефти 5М_Н, %, вычисляют по формуле

где £М_СН ^_ относительная погрешность измерения массы сырой нефти, %;

ДИ4 ~ абсолютная погрешность измерения массовой доли воды в сырой нефти, %;

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 Рен⁵

где

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

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

р_с^т_н⁵ - плотность сырой нефти, кг/м³, при 15 °C и избыточном давлении равном «0» измеренная в лаборатории;

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

%г= ^^-юоо/о,                  (6)

Рен

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

7«_в² - 5? • 0,5

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= ^Дрг' ^Ург₀'^Ррг ■ 100%                             (10)

Рен

где

5_ПГ - основная относительная погрешность измерений растворенного газа,

Р¹                   о о

М /М .

Абсолютную погрешность измерений в лаборатории массовой доли механических примесей, ДИ/_МП, % 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

(12)

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_ХС1 выраженное по ГОСТ 21534-76 в мг/дм³, переводят в % массы по формуле

_Гп/1 0,1 • г_хс[мг/дм³]

Гхс[%1 = --------,

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;

от 0,2 до 10%                                   ±2,5%;

от 10 до 20%                                  ±4,0%;

от 20 до 50%                                  ±7,5%;

от 50 до 70%                                 ±14,0%;

- 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:______________________________________________________________________________

ЗаводскойномерСИ:№___________________________________________________________________________

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО контроллера измерительного FloBoss S60Q+

Таблица 2 - Идентификационные данные ПО АРМ Оператора МБСНУ Ялтаусского 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