Методика поверки «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ-1 Мамонтовского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз»» (МП НА.ГНМЦ.0084-15)

УТВЕРЖДАЮ

Директор ОП ГНМЦ

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ-1 Мамонтовского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз»

Методика поверки НА.ГНМЦ.0084-15 МП

Казань

2015

Обособленным подразделением Головной научный метрологический центр ПАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань (ОП ГНМЦ ПАО «Нефтеавтоматика»)

Аттестат аккредитации № RA.RU.311366

Крайнов М.В.

Жиров А.Л.

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ-1 Мамонтовского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз» (далее - 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.п. 6.1);

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

• 1.3 Опробование (п.п. 6.3);

• 1.4 Определение метрологических характеристик (MX):

  • 1.4.1 Определение MX средств измерений (СИ), входящих в состав СИКНС (п.п. 6.4.1);

    относительной погрешности

  • 1.4.2 Определение пределов допускаемой измерений массы сырой нефти (п.п. 6.4.2);

    относительной погрешности

  • 1.4.3 Определение пределов допускаемой измерений массы нетто сырой нефти (п.п. 6.4.3).

• 2.1 Передвижная поверочная установка по ГОСТ 8.510-2002;

• 2.2 Устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры для узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА-Т (Госреестр № 39214-08);

• 2.3 Рабочий эталон 2-го разряда единицы объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов по ГОСТ 8.614-2013;

• 2.4 Калибратор температуры АТС-140В (Госреестр № 20262-07);

• 2.5 Калибратор давления модульный MC2-R (Госреестр № 28899-05).

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

• 2.7 Допускается применять аналогичные по назначению средства поверки, если их метрологические характеристики не уступают указанным в данной инструкции.

При проведении поверки соблюдают требования, установленные:

• - в области охраны труда и промышленной безопасности: Трудовой Кодекс РФ, «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», утверждены приказом Ростехнадзора от 12.03.2013 г. № 101;

• - в области пожарной безопасности: «Правила противопожарного режима в Российской Федерации», утверждены постановлением Правительства РФ от 25.04.2012 № 390;

• - в области соблюдения безопасной эксплуатации электроустановок: «Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей», «Правила устройства электроустановок», утвержденные приказом Минтруда России от 24.07.2013 г. № 328н;

• - в области охраны окружающей среды: Федеральным законом «Об охране окружающей среды» от 10.01.2002 г. № 7-ФЗ.

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 программного обеспечения «Rate АРМ оператора УУН».

На верхней панели развернутого окна программы необходимо нажать кнопку «Версия». В открывшемся окне показан номер версии ПО, а также кнопка «Получить данные по библиотеке», после нажатия которой отобразится контрольная сумма. Полученные идентификационные данные заносят в протокол по форме приложения А:

• - идентификационное наименование ПО;

• - цифровой идентификатор (контрольная сумма) ПО.

• 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.

Таблица 1 - Перечень НД на поверку СИ

Допускается применение других методик поверки на СИ, утвержденных в установленном порядке.

• 6.4.2 Определение пределов относительной погрешности измерений массы сырой нефти.

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

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

• 6.4.3 Определение пределов допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти.

Пределы относительной погрешности измерений массы нетто нефти 8М_Н, %, вычисляют по формуле

8М_Н = ±1,1

где 5М_С - пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, значение которых принимают равными пределам допускаемой относительной погрешности измерений массомера, %;

ДРИ_В - абсолютная погрешность определения массовой доли воды в сырой нефти, %;

%_в - верхний предел измерений массовой доли воды в сырой нефти, %;

Д1У_СГ - абсолютная погрешность определения массовой доли свободного газа в сырой нефти, %;

1/И_сг - верхний предел измерений массовой доли свободного газа в сырой нефти, принимаемый равным нулю;

ДкИ_рг - абсолютная погрешность определения массовой доли растворенного газа в сырой нефти, %;

1У_рг - верхний предел измерений массовой доли растворенного газа в сырой нефти, %;

Д%: - абсолютная погрешность определения массовой доли хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, %;

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

ДЖ_МП - абсолютная погрешность определения массовой доли механических примесей в обезвоженной дегазированной нефти, %;

%_п - верхний предел измерений массовой доли механических примесей в обезвоженной дегазированной нефти, %.

Абсолютную погрешность определения массовой доли воды в сырой нефти при измерении объемной доли воды в сырой нефти с помощью влагомера ДЖ_В, % массы, вычисляют по формуле

(2)

где ДРУ - 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;

р_с^р- плотность сырой нефти в рабочих условиях, кг/м³.

Абсолютную погрешность измерений массовой доли воды в сырой нефти в лаборатории по ГОСТ 2477-65 вычисляют по формуле

где R_B и г_в - воспроизводимость и сходимость метода определения массовой доли воды по ГОСТ 2477-65, % массы;

Абсолютную погрешность определения массовой доли растворенного газа в сырой нефти ДУИ_рг, % массы, вычисляют по формуле

ДЦ)_Г ■ Рг

Л%г = ± -V²'¹⁰⁰                       (4)

Рс

пределы абсолютной погрешности определения объемной доли растворенного газа при стандартных условиях в единице объема сырой нефти при рабочих условиях по МИ 2575-2000.

плотность сырой нефти в рабочих условиях, кг/м³; плотность растворенного газа при стандартных условиях, кг/м³.

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

(5)

где Дн^т - плотность обезвоженной дегазированной нефти при стандартных условиях, кг/м³;

Д<р_с- пределы абсолютной погрешности определения массовой концентрации хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти по ГОСТ 21534-76, г/м³, вычисляют по формуле

где г_с - 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 Д%_п, % массы, вычисляют по формуле

(7)

где/?_мпиг_мп- воспроизводимость и сходимость метода определения массовой доли механических примесей по ГОСТ 6370-83, % массы;

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при измерении объемной доли воды в сырой нефти поточным влагомером не должны превышать:

• - в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти от 0 % до 5 %   ± 0,35 %;

• - в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти от 5 % до 10 % ± 0,4 %; Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто

сырой нефти при определении массовой доли воды в сырой нефти в испытательной лаборатории не должны превышать:

• - в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти от 0 % до 5 %    ±0,57 %;

• - в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти от 5 % до 10 %    ±1,1 %.

• 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 от 2 июля 2015 г. №1815.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНС.

На оборотной стороне свидетельства о поверке системы указывают:

• - наименование измеряемой среды;

• - значения пределов относительной погрешности измерений массы сырой нефти и массы нетто сырой нефти и соответствующий им диапазон расходов (по свидетельствам о поверке на преобразователи расхода);

• - идентификационные данные ПО СИКНС.

• 7.3 При отрицательных результатах поверки СИКНС к эксплуатации не допускают, свидетельство о поверке аннулируют и выдают извещение о непригодности в соответствии с документом «Порядок проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке», утвержденного приказом Минпромторга России от 2 июля 2015 г. № 1815.

Приложение А

(рекомендуемое) Форма протокола подтверждения соответствия ПО СИКНС

Протокол № Подтверждения соответствия ПО СИКНС

Место проведения поверки:_________________

Наименование СИ:________________________

Заводской номер СИ: №_______________________

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.