Методика поверки «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой с выхода ДНС №2 Верхнеказымского нефтяного месторождения (ОАО «Сургутнефтегаз»)» (МП 0327-9-2015)

Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно - исследовательский институт расходометрии» (ФГУП «ВНИИР»)

УТВЕРЖДАЮ

ЦИ СИ

2015 г.

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерении количества и параметров нефти сырой с выхода ДНС №2 Верхнеказымского нефтяного месторождения (ОАО «Сургутнефтегаз») Методика поверки

МП 0327-9-2015

Казань

2015 г.

РАЗРАБОТАНА

ФГУП «ВНИИР»

Левин К.А., Ахметзянова Л.А.

ФГУП «ВНИИР»

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и параметров нефти сырой с выхода ДНС №2 Верхнеказымского нефтяного месторождения (ОАО «Сургутнефтегаз») (далее - система), предназначенную для автоматизированных измерений массы и параметров сырой нефти с выхода дожимной насосной станции №2 Верхнеказымского месторождения.

Интервал между поверками - один год.

При проведении поверки выполняют операции, приведенные в таблице 1.

Таблица!

2 Средства поверки

• 2.1 Применяются средства поверки, указанные в документах на методики поверки соответствующих средств измерений (далее - СИ), перечисленных в таблице 4.

• 2.2 Диапазон измерений расхода поверочной установки или эталона должен соответствовать диапазону измерений расхода поверяемого расходомера. При определении метрологических характеристик соотношение основных погрешностей поверочной установки, эталонов по проверяемому параметру поверяемого расходомера не должно превышать 1:3.

При проведении поверки соблюдают требования, определяемые:

• -  Руководство по безопасности «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов», федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», а также другими действующими нормативными документами (НД);

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

• -  правилами технической эксплуатации электроустановок;

• -  правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей.

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

Характеристики измеряемой среды при проведении поверки должны соответствовать требованиям, приведенным в таблице 2.

Соответствие характеристик измеряемой среды указанным в таблице 2 проверяют по данным актов приема-сдачи нефти сырой.

Таблица2 - 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 Должно быть установлено соответствие идентификационных данных ПО системы сведениям, приведенным в описании типа на систему.

  • 6.2.2 Определение идентификационных данных ПО комплекса измерительновычислительного МикроТэк-09 (далее - ИВК) проводят в соответствии с руководством оператора «Комплекс измерительно-вычислительный МикроТЭК-09».

  • 6.2.3 Определение идентификационных данных ПО автоматизированного рабочего места (далее - АРМ) оператора системы измерений количества и показателей качества нефти «Визард СИКН» проводят в соответствии с руководством пользователя.

6.2.4 Идентификационные данные ПО системы должны соответствовать сведениям, приведенным в таблице 3.

Окончание таблицы 3 - Идентификационные данные ПО системы

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 систему четкие и соответствуют требованиям технической документации.

• 6.4 Опробование

• 6.4.1 Опробование проводят в соответствии с НД на поверку СИ, входящих в состав системы.

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

• 6.4.3 Проверяют герметичность системы.

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

• 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.

Таблица4 - СИ и методики их поверки

Периодичность поверки СИ, входящих в состав СИКНС в соответствии со свидетельством об утверждении типа на соответствующее СИ.

Датчики давления Метран-150, предназначенные для измерений разности давления и счетчика нефти турбинного МИГ-32Ш, установленный в блоке измерений параметров нефти сырой, подлежат калибровке или поверке один раз в год.

• 6.5.2 Определение относительной погрешности измерений массы нефти сырой

При прямом методе динамических измерений за погрешность измерений массы сырой нефти принимают предел допускаемой относительной погрешности измерений СРМ.

Относительная погрешность измерений массы нефти сырой не должна превышать ± 0,25% для рабочего СРМ, ± 0,2% для контрольного СРМ.

• 6.5.3 Определение относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти Относительную погрешность измерений массы нетто сырой нефти 8М_С, %,

определяют расчетным путем по формуле

где

8М_С ~ относительная погрешность измерений массы сырой нефти, %; дЖ_в - абсолютная погрешность определения массовой доли воды, %; W_e - массовая доля воды в сырой нефти, %,

AW - абсолютная погрешность определения массовой доли механических примесей %;

W ~ массовая доля механических примесей в обезвоженной дегазированной нефти, %; AJVxc ~ абсолютная погрешность определения массовой доли хлористых солей, % W_xc - массовая доля хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, %.

Абсолютные погрешности измерений массовой доли воды, массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей в сырой нефти по лабораторному методу определяют в соответствии с ГОСТ Р 8.580-2001 «ГСИ. Определение и применение показателей прецизионности методов испытаний нефтепродуктов».

Для доверительной вероятности Р = 0,95 и двух измерений соответствующего параметра сырой нефти абсолютную погрешность его измерений Л, %, вычисляют по формуле

(2)

где R и г - воспроизводимость и сходимость метода определения соответствующего параметра сырой нефти.

Значения воспроизводимости и сходимости определяют:

-для массовой доли воды по ГОСТ 2477-65 «Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды»;

• - для массовой доли механических примесей по ГОСТ 6370-83 «Нефть, нефтепродукты и присадки. Методы определения механических примесей»;

-для массовой концентрации хлористых солей по ГОСТ 21534-76 «Нефть. Методы определения содержания хлористых солей».

Воспроизводимость метода определения массовой концентрации хлористых солей по ГОСТ 21534 принимают равной удвоенному значению сходимости.

б.б.Результаты поверки считают положительными, если относительная погрешность измерений массы нетто сырой нефти не превышает

• - при измерении массы нетто сырой нефти при определении массовой доли воды по результатам измерений объемной доли воды с применением влагокера сырой нефти ВСН-АТ (далее - ВП), %:

  ±0,45;

  при содержании объемной доли воды от 5 % до 10 % (массовая доля

• - при содержании объемной доли воды от 0,1 % до 5% (массовая доля ±0,4; воды не более 6,084%) воды не более 12,169 %)

• - при содержании объемной доли воды от 10 % до 16,436 % (массовая ±0,45; доля воды не более 20%)

• - при измерении массы нетто сырой нефти при определении массовой доли воды в испытательной лаборатории, %:

• - при содержании объемной доли воды от 0,1 % до 5% (массовая доля ±0,6; воды 6,084 %)

• - при содержании объемной доли воды от 5 % до 10 % (массовая доля ±0,6; воды 12,169 %)

• - при содержании объемной доли воды от 10 % до 16,436 % (массовая ±1,0 доля воды не более 20%)

• 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».

8