Методика поверки «ГСИ. СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПАРАМЕТРОВ НЕФТИ СЫРОЙ № 2021 ОАО «МЕЛЛЯНЕФТЬ»» (МП 0331-9-2015)

Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии» Государственный научный метрологический центр

ФГУП «ВНИИР»

по развитию

16 г.

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПАРАМЕТРОВ НЕФТИ СЫРОЙ № 2021 ОАО «МЕЛЛЯНЕФТЬ»

Методика поверки

МП 0331-9-2015

Казань

2016 г.

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и параметров нефти сырой № 2021 ОАО «Меллянефть» (далее - система), предназначенную для измерений массы сырой нефти, при проведении коммерческих операций между поставщиком - ОАО «Меллянефть» и покупателем - НГДУ «Бавлынефть» ПАО «Татнефть».

Интервал между поверками - один год.

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

• 2.1 Основные средства поверки системы

  • 2.1.1 Применяются средства поверки, указанные в документах на методики поверки соответствующих средств измерений (далее - 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 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 идентификационных данных ПО

  • 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 Комплекс измерительно-вычислительный ОКТОПУС-Л (OCTOPUS-L) (далее - ИВК) проводят в соответствии с руководством по эксплуатации на ИВК.

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.

6.3 Опробование

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

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

• 6.3.3 Проверяют герметичность системы.

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

6.4 Определение метрологических характеристик

• 6.4.1 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

Окончание таблицы 3 - СИ и методики их поверки

Периодичность поверки термометров один раз в три года, остальных СИ, входящих в состав СИКНС - не реже одного раза в год.

Преобразователи давления измерительные 3051, предназначенные для измерений разности давления, счетчик нефти турбинный МИГ-32Ш, установленный в блоке измерений параметров нефти сырой подлежат поверке или калибровке один раз в год.

• 6.4.2 Определение относительной погрешности измерений массы сырой нефти

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

Относительная погрешность измерений массы сырой нефти не должна превышать ± 0,25% для рабочего СРМ, ± 0,2% для контрольно-резервного СРМ, применяемого в качестве контрольного.

• 6.4.3 Определение относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти Относительную погрешность измерений массы нетто сырой нефти 5М_Н, %.

определяют расчетным путем в соответствии с методикой измерений «ГСИ. Масса сырой нефти. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой № 2021 ОАО «Меллянефть» при ДНС-112д НГДУ «Бавлынефть» (свидетельство об аттестации методики измерений 0001.310069-2012/14-15 от 28.12.2015, номер в федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР. 1.29.2016.23608) по формуле

где

ЗМс - относительная погрешность измерений массы сырой нефти, %;

А 1Г_в - абсолютная погрешность определения массовой доли воды, %;

W      — массовая доля воды, %, определяемая в аккредитованной испытательной

лаборатории либо по результатам измерений объемной доли воды с применением ВП;

А 1К_МЛ - абсолютная погрешность определения массовой доли механических примесей %;

IV.,, „     - массовая доля механических примесей, %, определяемая в аккредитованной

испытательной лаборатории;

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

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

ДИ⁷    — абсолютная погрешность определения массовой доли растворенного газа, %;

И'_;„     - массовая доля растворенного газа, % &lV_/r — абсолютная погрешность определения массовой доли свободного газа, %;

IV - массовая доля свободного газа, % ЬТ*

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 «ГСП. 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

А = ±

(I)

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.

Относительная погрешность измерений массы нетто сырой нефти системой не превышает:

• - при измерении массы нетто сырой нефти при определении объемной доли воды с применением влагомера нефти поточного УДВН-1пмЗ, %:

• - при содержании объемной доли воды от 0% до 5%

• - при содержании объемной доли воды от 5 % до 10%

• - при измерении массы нетто сырой нефти при определении объемной доли воды в сырой нефти в лаборатории в соответствии с аттестованной методикой измерений объемной доли воды в сырой нефти, %:

• - при содержании объемной доли воды от 0 % до 5%

• - при содержании объемной доли воды от 5 % до 10%

• 6.5.3.3 Результаты поверки считают положительными, если относительная погрешность измерений массы нетто сырой нефти не превышает значений, указанных в п. 6.5.3.2.

• 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».

• 7.3 Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы в виде оттиска поверительного клейма или наклейки.

7