Инструкция «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой Красноленинского НГКМ Талинского ЛУ ДНС-10 АО «РН-Няганьнефтегаз» » (НА.ГНМЦ.0389-19 МП )

УТВЕРЖДАЮ

Директор ОП ГНМЦ

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и параметров нефти сырой Красноленинского НГКМ Талинского ЛУ ДНС-10 АО «РН-Няганьнефтегаз»

Методика поверки

НА.ГНМЦ.0389-19 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 Красноленинского НГКМ Талинского ЛУ ДНС-10 АО «РН-Няганьнефтегаз» (далее по тексту - 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. 6.1);

• 1.2 Подтверждение соответствия программного обеспечения (ПО) СИКНС (п. 6.2);

• 1.3 Опробование (п. 6.3);

• 1.4 Проверка результатов поверки средств измерений (СИ), входящих в состав СИКНС (п. 6.4);

• 1.5 Определение метрологических характеристик (MX):

  • 1.5.1 Определение пределов допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти (п. 6.5.1).

  • 1.5.2 Определение пределов допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти (п. 6.5.2).

• 2.1 Рабочий эталон 2-го разряда (передвижные трубопоршневые установки или компакт-пруверы) в соответствии с ГПС (часть 2), 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;

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 характеристики измеряемой среды и диапазон измерений расхода должны соответствовать описанию типа СИКНС.

Подготовку к поверке проводят в соответствии с инструкцией по эксплуатации СИКНС и нормативной документацией (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, 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 комплекса измерительновычислительного «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») (далее по тексту - ИВК).

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.

Примечание - Для перехода в основное меню ПО ИВК из других подменю необходимо нажать на кнопку перемещения вниз «;».

Полученные идентификационные данные ПО ИВК заносят в таблицу А.1 протокола поверки (приложение А).

• 6.2.2 Если идентификационные данные ПО, полученные в ходе выполнения п. 6.2.1 идентичны указанным в описании типа СИКНС, то делают вывод о подтверждении соответствия ПО СИКНС, 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 Проверка результатов поверки СИ, входящих в состав СИКНС.

Проверяют наличие действующего знака поверки и (или) свидетельства о поверке, и (или) записи в паспорте (формуляре) заверенной подписью поверителя и знаком поверки, у СИ, входящих в состав СИКНС.

Поверка СИ, входящих в состав СИКНС, проводится в соответствии с документом, указанном в разделе «Поверка» описания типа СИ.

• 6.5 Определение MX.

  • 6.5.1 Определение относительной погрешности измерений массы нефтегазоводяной смеси (далее по тексту - сырой нефти).

При прямом методе динамических измерений за погрешность измерений массы сырой нефти 5М_С, %, принимают пределы допускаемой относительной погрешности измерений преобразователей расхода (ПР).

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

• 6.5.2 Определение относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти.

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

, (aw_mJ , (aw_mJ + (aw_xJ ( W f ( \Л/ + \N f _k 100 J L 100 J

где AW_MB абсолютная погрешность определения массовой доли воды в сырой _ нефти определяют по результатам измерений объемной доли воды в сырой нефти с помощью влагомера вычисляют по формуле (2), %;

W_MB - верхний предел измерений массовой доли воды в сырой нефти, %; д\Л/_хс - абсолютная погрешность определения массовой доли хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, вычисляют по формуле (3), %;

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

AW_Mn _ абсолютная погрешность определения массовой доли механических примесей в обезвоженной дегазированной нефти, вычисляют по формуле (5), %;

\Л/_МП - верхний предел измерений массовой доли механических примесей в обезвоженной дегазированной нефти, %.

Абсолютную погрешность определения массовой доли воды в сырой нефти определяют по результатам измерений объемной доли воды в сырой нефти с помощью влагомера AW_MB, %, по формуле

(2)

где AW - 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 условиях измерения массовой доли воды, кг/м³.

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

A W_xc = ±

0.1-Дфс р?

(3)

концентрации хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти по ГОСТ 21534-76, г/м³, вычисляют по формуле

где Гс - сходимость метода определения массовой концентрации хлористых солей по ГОСТ 21534-76, г/м³.

Абсолютную погрешность определения в лаборатории массовой доли механических примесей в обезвоженной дегазированной нефти AW_Mr, %, вычисляют по формуле

/р 2 _ ,2 q с

< =       ₂"ⁿ'^U,°,                   (5)

где R_Mn и г_мп - воспроизводимость и сходимость метода определения массовой доли механических примесей по ГОСТ 6370-83, %.

Значения относительной погрешности определения массы нетто сырой нефти при измерении объемной доли воды в сырой нефти поточным влагомером в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти %, не более:

от 59,4 до 70 % включительно                                  ± 4,0 %;

свыше 70 до 85 % включительно                               ± 2,3 %;

свыше 85 до 89,1 % включительно                              ± 5,1 %.

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

Результаты поверки оформляют протоколом по форме, приведенной в приложении А.

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)

ПРОТОКОЛ №___________

поверки системы измерений количества и параметров нефти сырой Красноленинского НГКМ Талинского ЛУ ДНС-10 АО «РН-Няганьнефтегаз» номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений_______________

Диапазон измерений:______________________________________________________

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений:

• - массы сырой нефти, %, не более__________________________________________

• - массы нетто сырой нефти, %, не более_____________________________________

Заводской номер:_________________________________________________________

Принадлежит:_______________________ ИНН:____________________________

Место проведения поверки:________________________________________________

Поверка выполнена с применением эталонов:

__________________________________регистрационный №_________________ Методика поверки:________________________________________________________

Условия проведения поверки:______________________________________________

Результаты поверки:

1. Внешний осмотр (п.6.1 МП)___________________________________

(соответствует/не соответствует)

2. Подтверждение соответствия ПО (п. 6.2 МП) Таблица А.1 - Идентификационные данные ПО ИВК

3. Опробование (п. 6.3 МП)_____________________________

(соответствует/не соответствует)

4. Проверка результатов поверки СИ, входящих в состав СИКНС (п. 6.4 МП) Таблица А.2 - Сведения о поверке СИ, входящих в состав СИКНС

5 Определение MX (п. 6.5 МП)

• 5.1 Определение относительной погрешности измерений массы сырой нефти (п. 6.5.1 МП)

• 5.2 Определение относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти (п. 6.5.2 МП)

Заключение: система измерений количества и параметров нефти сырой

Красноленинского НГКМ Талинского ЛУ ДНС-10 АО «РН-Няганьнефтегаз» признана ___________к дальнейшей эксплуатации

годной/не годной

Должность лица проводившего поверку: ______________ ____________________

(подпись)           (инициалы, фамилия)

Дата поверки: «______»  _____________ 20___г.

8