Методика поверки «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой УПСВ на ДНС-2 Южно-Сургутского месторождения «PH - Юганскнефтегаз».» (МП 0102-9-2013)

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

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и параметров нефти сырой

УПСВ на ДНС-2 Южно-Сургутского месторождения «PH - Юганскнефтегаз». Методика поверки

МП 0102-9-2013

Казань 2016 г.

ИСПОЛНИТЕЛИ

УТВЕРЖДЕНА

Левин К.А.

ФГУП «ВНИИР»

Настоящая инструкция распространяется на «Систему измерений количества и параметров нефти сырой УПСВ на ДНС-2 Южно-Сургутского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз» (далее - система), принадлежащую ООО «PH-Юганскнефтегаз» и предназначенную для автоматического измерения массы и параметров нефти сырой УПСВ на ДНС-2 Южно-Сургутского месторождения ООО «PH-Юганскнефтегаз», при осуществлении торговли и товарообменных операций, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, и устанавливает методику ее первичной и периодической поверок.

Интервал между поверками - один год.

При проведении поверки выполняют операции, приведенные в таблице 1.

Таблица! - Операции поверки

2. Средства поверки

2.1. Используют средства поверки, указанные в документах на методики поверки

соответствующих СИ, перечисленных 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 отраслевыми 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.

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. Подтверждение соответствия ПО системы

  • 6.2.1. Идентификация ПО контроллеров измерительных FloBoss модели S600.

Для идентификации ПО FloBoss модели S600 необходимо в Главном меню контроллера выбрать поле System Settings, в открывшемся списке нажать Software version и с помощью кнопок навигации, расположенных на корпусе вычислителя, найти Application SW - версия ПО и File CSum - контрольная сумма.

• 6.2.2. Идентификация ПО "ОЗНА-Flow".

Окно для определения идентификационных данных ПО "ОЗНА-Flow" вызывается нажатием на кнопку «Дополнительно» в поле Основного меню программы, находящегося в верхней части рабочего стола АРМ оператора СИКН. В открывшемся списке необходимо нажать на кнопку «Контрольная сумма ОЗНА-Flow».

В появившемся диалоговом окне указано значение контрольной суммы 64С56178, рассчитанное по алгоритму CRC-32.

Метрологически значимые элементы ПО копируются в буфер обмена для возможности проверки цифрового идентификатора ПО сторонними программными продуктами.

• 6.3. Внешний осмотр

При внешнем осмотре должно быть установлено соответствие системы следующим требованиям:

• - комплектность системы должна соответствовать технической документации;

• - на компонентах системы не должно быть механических повреждений и дефектов покрытия, ухудшающих внешний вид и препятствующих применению;

• - надписи и обозначения на компонентах системы должны быть четкими и соответствовать 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 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 3.

ТаблицаЗ - СИ и методики их поверки

Счетчик нефти турбинный МИГ-32, предназначенный для измерения объемного расхода нефти в блоке измерений показателей качества нефти, и преобразователи давления, предназначенные для измерения разности давления на фильтрах, подлежат калибровке.

• 6.5.2. Определение относительной погрешности измерений массы нетто сырой нрап нефти системой.

  • 6.5.2.1. Определение относительной погрешности измерений массы нетто нефти системой проводят расчетным методом в соответствии с документом «ГСИ. Масса сырой нефти. Методика измерений с применением системы измерений количества и параметров нефти сырой УПСВ на ДНС-2 Южно-Сургутского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз ».

Относительную погрешность измерений массы нетто нефти %, вычисляют по формуле

где SM_C - относительная погрешность измерений массы сырой нефти, %;

IF_B - массовая доля воды в сырой нефти, определенная в испытательной лаборатории или определенная по результатам измерений поточного влагомера, %;

• - массовая доля механических примесей в обезвоженной дегазированной нефти, %;

• - массовая доля хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, %;

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

Д W_Mn - абсолютная погрешность определения массовой доли механических примесей %;

Д W_xc - абсолютная погрешность определения массовой доли хлористых солей, % Абсолютные погрешности измерений массовой доли воды, массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей в 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 показателя качества нефти абсолютную погрешность его измерений Д, %, вычисляют по формуле

(2)

где R и г воспроизводимость и сходимость метода определения соответствующего показателя качества 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.

• 6.5.2.2. Относительная погрешность измерений массы нетто нефти системой не должна превышать ± 0,35 % при определении содержания объемной доли воды поточным влагомером и ± 0,5 % при определении содержания массовой доли воды в испытательной лаборатории.

• 7.1. При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке в соответствии с Приказом Минпромторга России от 02.07.2015 г №1815 «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке» и допускают систему к эксплуатации.

• 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 02.07.2015 г №1815 «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».

6