Методика поверки «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой в составе дожимной насосной станции №18 Федоровского месторождения» (МП 0330-9-2015)

ФЕДЕРАЛЬНОЕ; АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт расхолометрии»

Государственный научный .метрологический центр

ФГУП «ВНИИР»

УТВЕРЖДАЮ

5 г.

директора

по качеству

В.А. Фафурин

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и параметров нефти сырой в составе дожимной насосной станции №18 Федоровского месторождения

Методика поверки

МГ1 0330-9-2015

Казань 2015 г.

Левин К.А., Шабалин А.С.

ФГУП «ВНИИР»

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и параметров нефти сырой в составе дожимной насосной станции №18 Федоровского месторождения (далее - система), предназначенную для автоматизированных измерений массы сырой нефти и вычислений массы нетто сырой нефти, измерений параметров нефти сырой.

Интервал между поверками - один год.

При проведении поверки выполняют операции, приведенные в таблице 1. Таблица!

• 2.1 Поверку средств измерений (далее - СИ), входящих в состав системы, производят эталонами и средствами поверки в соответствии с действующими методиками их поверки, указанными в таблице 4.

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 сырой нефти.

Таблица2 - Характеристики системы и измеряемой среды

При подготовке к поверке проводят работы в соответствии с инструкцией 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 При проверке идентификационных данных ПО должно быть установлено соответствие идентификационных данных ПО системы сведениям, приведенным в описании типа на систему.

  • 6.2.2 Определение идентификационных данных ПО основного вычислительного компонента системы измерений - комплекса измерительно-вычислительного «МикроТЭК-09» (далее - ИВК) проводят в соответствии с руководством пользователя на ИВК.

  • 6.2.3 Определение идентификационных данных ПО контроллера программируемого «Визард СИКН» проводят в соответствии с руководством пользователя контроллера программируемого «Визард СИКН»

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

ТаблицаЗ. 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 инструкцией по эксплуатации системы, возможность получения отчета.

• 6.4.3 Проверяют герметичность системы.

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

Таблица4 - СИ и методики их поверки

Расходомер-счетчик ультразвуковой РУС-1, установленный в блоке измерений параметров нефти сырой подлежит калибровке один раз в год.

• 6.4.2 Определение относительной погрешности измерений массы сырой нефти

Относительную погрешность измерений массы сырой нефти ЗМс, %, при прямом методе динамических измерений принимают равной относительной погрешности измерений массы сырой нефти с помощью СРМ с учетом относительной погрешности преобразования входных электрических сигналов в значения массы сырой нефти ИВК.

Все операции, связанные с подготовкой и проведением поверки, выполняют в соответствии с НД на методики поверки, приведенными в таблице 4.

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

• 6.4.3 Определение относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти Относительную погрешность измерений массы нетто сырой нефти SM_н, %,

определяют расчетным путем в соответствии с методикой измерений «ГСИ. Масса нефти сырой. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой в составе дожимной насосной станции №18 Федоровского месторождения (свидетельство об аттестации методики измерений 01.00257-2013/6009-15 от 13.03.2015.

где

ЗМс ~ относительная погрешность измерений массы сырой нефти, %;

A W_e - абсолютная погрешность определения массовой доли воды, %;

При определении содержания воды в сырой нефти с помощью ВП абсолютную погрешность определения массовой доли воды в сырой нефти, %, определяют по формуле

(100-р_д)-р„ +<р_в-р_в - абсолютная погрешность измерений объемной доли воды ВП, %.

ffl - массовая доля воды, %, определяемая в аккредитованной испытательной лаборатории либо по результатам измерений объемной доли воды поточным влагомером;

A W,_in - абсолютная погрешность определения массовой доли механических примесей ’ %;

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

A W_xc - абсолютная погрешность определения массовой доли хлористых солей, %

W_xc - массовая доля хлористых солей, %, определяемая в аккредитованной испытательной лаборатории.

W_P1. - массовая доля растворенного газа, % определяемая по формуле

лы/ - абсолютная погрешность измерений массовой доли растворенного газа, РГ                              ,

определяемая по формуле

AW_pr =А<р_рг--^-100

Р min

где

А^_рг - абсолютная погрешность измерений объемной доли растворенного газа в сырой нефти согласно МИ 2575, м³/м³;

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 А, %, вычисляют по формуле

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.

6.5.Результаты поверки считают положительными, если пределы допускаемой относительной погрешности измерений составляют:

• - при измерении массы сырой нефти, %                                 ± 0,25;

• - при измерении массы нетто сырой нефти при определении массовой доли воды по результатам измерений объемной доли воды с применением влагомера нефти поточногоУДВН-1пм4, %:

• - при содержании объемной доли воды до 5 %                          ± 0,4;

• - при содержании объемной доли воды от 5 до 10 %                     ± 0,5;

• - при содержании объемной доли воды от 10 % до 17,1 % (массовая доля воды 20 %)

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

• 7.1 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке системы по форме приложения 1 Приказ Минпромторга России от 02.07.2015 N 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 по форме приложения 2 Приказ Минпромторга России от 02.07.2015 N 1815 «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».

8