Методика поверки «ГСИ. СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПАРАМЕТРОВ НЕФТИ СЫРОЙ № 2069 НА ПЛОЩАДКЕ ДНС С УПСВ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ИМ. А. ТИТОВА» (МП 0482-9-2016)

Методика поверки

Тип документа

ГСИ. СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПАРАМЕТРОВ НЕФТИ СЫРОЙ № 2069 НА ПЛОЩАДКЕ ДНС С УПСВ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ИМ. А. ТИТОВА

Наименование

МП 0482-9-2016

Обозначение документа

ВНИИР

Разработчик

904 Кб
1 файл

ЗАГРУЗИТЬ ДОКУМЕНТ

  

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

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

ДАТА

X. Заместитель директора по развитию ^, /^7 А.С. Тайбинский \<26» января 2017 г.

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПАРАМЕТРОВ НЕФТИ СЫРОЙ № 2069 НА ПЛОЩАДКЕ ДНС С УПСВ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ИМ. А. ТИТОВА Методика поверки

МП 0482-9-2016

Началь

этдела НИО-9 _____ К.А. Левин 51843)273-28-96

г. Казань

2017

РАЗРАБОТАНА

ФГУП«ВНИИР»

ИСПОЛНИТЕЛИ

УТВЕРЖДЕНА

Левин К.А., Ахметзянова Л.А.

ФГУП «ВНИИР»

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и параметров нефти сырой № 2069 на площадке ДНС с УПСВ нефтяного месторождения им. А. Титова (далее - система), предназначенную для автоматизированных измерений массы и параметров нефти сырой.

Интервал между поверками - один год.

1 Операции поверки

При проведении поверки выполняют операции, приведенные в таблице 1.

Таблица 1

Наименование операции

Номер пункта документа по поверке

Проведение операции при

первичной поверке

периодической поверке

Проверка        комплектности

технической документации

6.1

Да

Нет

Проверка идентификации и защиты программного обеспечения (ПО) системы

6.2

Да

Да

Внешний осмотр

6.3

Да

Да

Опробование

6.4

Да

Да

Определение метрологических характеристик

6.5

Да

Да

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

3 Требования безопасности

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 (далее -НД);

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

  • - правилами технической эксплуатации электроустановок;

  • - правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей.

4 Условия поверки

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.

Таблица 2 - Характеристики системы и измеряемой среды

Наименование характеристики

Значение характеристики

Измеряемая среда

Нефть сырая

Количество измерительных линий, пгг.

2 (1 рабочая,

1 контрольно-резервная)

Диапазон измерений расхода нефти сырой, т/ч

От 20 до 378

Диапазон плотности сырой нефти, кг/м3

  • - при 20°С

  • - при 15°С

от 836 до 932

от 839 до 935

Плотность пластовой воды, кг/м3, не более

1122

Диапазон давления, МПа

От 0,4 до 0,8

Диапазон кинематической вязкости при 20°С, сСт

От 4,3 до 8,5

Диапазон температуры, °C

От+15 до +70

Массовая доля воды, %, не более

20,0

Массовая доля механических примесей, %, не более

0,05

Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более

10000

Содержание свободного газа, %, не более

5

Содержание растворенного газа, м3/т, не более

0,033

Плотность газа при стандартных условиях, кг/м3

1,359

Режим работы системы

Непрерывный

5 Подготовка к поверке

При подготовке к поверке проводят работы в соответствии с руководством по эксплуатации системы и НД на методики поверки СИ, входящих в состав системы.

6 Проведение поверки
  • 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 контроллер измерительный FloBoss мод. S600+ (далее - ИВК) проводят в соответствии с руководством АРМ оператора.

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

Таблица 3 - Идентификационные данные ПО системы

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Программный комплекс HTH^low

Контроллер измерительный FloBoss S600+

Идентификационное наименование ПО

NGI_FLOW.dll

KMH.dll

KMH_.PP.dll

LinuxBinary.app

Номер версии (идентификационный номер) ПО

0.0.1.1

1.0

1.0.0.0

06.21

Цифровой идентификатор ПО

92B3B72D

43E3B2A1

EF30947D

6051

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 состав системы 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.

Таблица 4 — СИ и методики их поверки

Наименование СИ

Нормативные документы

Расходомер массовый Promass 83F (далее - СРМ)

МИ 3151-2008 «Рекомендация. ГСИ. Методика поверки на месте   эксплуатации   трубопоршневой   поверочной

установкой в комплекте с поточным преобразователем плотности»;

МП 15201-11 «ГСИ. Расходомеры массовые Promass. Методика поверки»

Преобразователь плотности жидкости измерительный 7835

МИ 3240-2012 «Рекомендация. ГСИ. Преобразователи плотности жидкости поточные. Методика поверки»

МИ 2816-2012 «Преобразователи плотности поточные. Методика поверки на месте эксплуатации»

Влагомер нефти поточный

УДВН-1пмЗТ (далее-ВП)

МП 0309-6-2015 «Инструкция. ГСИ. Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм. Методика поверки»

Влагомер нефти поточный

УДВН-1пм2Т (далее - ВП)

МП 0309-6-2015 «Инструкция. ГСИ. Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм. Методика поверки»

Датчик давления Метран-

150

МП 4212-012-2013  «Датчики давления Метран-150.

Методика поверки

Окончание таблицы 4 - СИ и методики их поверки

Наименование СИ

Нормативные документы

Термопреобразователь сопротивления платиновый серии 65

ГОСТ    8.461-2009    «ГСИ.    Термопреобразователи

сопротивления из платины, меди и никеля. Методика поверки»

Преобразователь измерительный Rosemount 644

12.5314.000.00 МП «Преобразователи измерительные

Rosemount 644, Rosemount 1344Р. Методика поверки»

Контроллер измерительный FloBoss S600+

МП 117-221-2013 «ГСИ. Контроллеры измерительные FloBoss S600+. Методика поверки»

Прибор УОСГ

002.00.00.000 РЭ «Прибор УОСГ-ЮО СКП. Руководство по эксплуатации»

Расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400

МП РТ 1849-2014 «Расходомеры-счетчики ультразвуковые OPTISONIC 3400. Методика поверки»

Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4

ГОСТ 8.279-78 «ГСИ. Термометры стеклянные жидкостные рабочие. Методика поверки»

Манометр избыточного давления показывающий для точных измерений МТИф

МИ 2124-90 «Рекомендация. ГСИ. Манометры, вакуумметры, мановакуумметры, напоромеры, тягомеры и тягонапоромеры показывающие и самопишущие. Методика поверки»

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

Датчики давления Метран-150, предназначенные для измерений разности давления и расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400, установленный в блоке измерений параметров нефти сырой, могут подлежать калибровке или поверке.

  • 6.5.2 Определение относительной погрешности измерений массы нефти сырой Относительная погрешность измерений массы нефти сырой не должна превышать

  • - при отсутствии свободного газа в сырой нефти за погрешность измерений массы сырой нефти принимают предел допускаемой относительной погрешности измерений СРМ ± 0,25% для рабочего СРМ, ± 0,2% для контрольного СРМ;

  • - при содержании свободного газа в сырой нефти от 0% до 1% ± 2,5%;

  • - при содержании свободного газа в сырой нефти от 1% до 5% ± 10%.

  • 6.5.3 Определение относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти Относительную погрешность измерений массы нетто сырой нефти Н, %, определяют расчетным путем по формуле

    где

    дМс - относительная погрешность

<5Л7Я=±1,1

2

/

2

г

2

/

2

/

у

змс2 +

джв

+

ДЖ

рг

+

ДЖ

сг

+

ДЖ

+

ДЖ

хс

W

1--^

W 1      Р?

W

1 _г сг

ж

1       лот

Ж

1       хс

100 J

100 )

к

100 )

к

100 )

к

юо;

(1)

э

измерений массы сырой нефти, %;

AJ7e - абсолютная погрешность определения массовой доли воды, %;

We - массовая доля воды в сырой нефти, %,

— абсолютная погрешность определения массовой доли механических примесей %;

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

- абсолютная погрешность определения массовой доли хлористых солей, %

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

  • - абсолютная погрешность определения растворенного газа, %

    Д^г

    W

    рг

    гт сг

  • - абсолютная погрешность измерений свободного газа, объемная доля, %, вычисляемая по формуле

  • - массовая доля растворенного газа в сырой нефти, %

  • - массовая доля свободного газа в сырой нефти, %

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

  • 1) при отсутствии свободного газа в сырой нефти:

  • - при определении объемной доли воды с применением ВП:

± 0,35% при содержании объемной доли воды в сырой нефти не более 5%;

± 0,4% при содержании объемной доли воды в сырой нефти не более 10%;

± 0,7% при содержании объемной доли воды в сырой нефти не более 15,7% (при содержании массовой доли воды в сырой нефти не более 20,0%).

  • - при определении массовой доли воды в сырой нефти по ГОСТ 2477:

± 0,65% при содержании объемной доли воды в сырой нефти не более 5%;

± 0,7% при содержании объемной доли воды в сырой нефти не более 10%;

± 1,0% при содержании объемной доли воды в сырой нефти не более 15,7% (при содержании массовой доли воды в сырой нефти не более 20,0%);

  • 2) при содержании свободного газа в сырой нефти от 0% до 1%

  • - при определении объемной доли воды с применением ВП:

± 2,8% при содержании объемной доли воды в сырой нефти не более 5%;

± 2,8% при содержании объемной доли воды в сырой нефти не более 10%;

± 2,8% при содержании объемной доли воды в сырой нефти не более 15,7% (при содержании массовой доли воды в сырой нефти не более 20,0%).

  • - при определении массовой доли воды в сырой нефти по ГОСТ 2477:

± 2,8% при содержании объемной доли воды в сырой нефти не более 5%;

± 2,8% при содержании объемной доли воды в сырой нефти не более 10%;

± 2,9% при содержании объемной доли вода в сырой нефти не более 15,7% (при содержании массовой доли воды в сырой нефти не более 20,0%);

  • 3) при содержании свободного газа в сырой нефти от 1% до 5%

  • - при определении объемной доли воды с применением ВП:

± 11,0% при содержании объемной доли воды в сырой нефти не более 5%;

± 11,0% при содержании объемной доли воды в сырой нефти не более 10%;

± 11,0% при содержании объемной доли воды в сырой нефти не более 15,7% (при содержании массовой доли воды в сырой нефти не более 20,0%).

  • - при определении массовой доли вода в сырой нефти по ГОСТ 2477:

± 11,0% при содержании объемной доли воды в сырой нефти не более 5%;

± 11,0% при содержании объемной доли воды в сырой нефти не более 10%;

± 11,0% при содержании объемной доли воды в сырой нефти не более 15,7% (при содержании массовой доли воды в сырой нефти не более 20,0%).

7 Оформление результатов поверки
  • 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».

На оборотной стороне свидетельства о поверке системы указывают:

  • - наименование измеряемой среды;

  • - значения пределов относительной погрешности измерений массы сырой нефти и соответствующий им диапазон расходов. За значение минимального расхода принимают минимальных расход СРМ, установленного на измерительной линии системы (согласно свидетельства о его поверке) или значение минимального расхода, указанного в описании типа системы, если оно больше. За значение максимального расхода принимают максимальный расход СРМ, установленного на рабочей измерительной линии системы (согласно свидетельства о его поверке) или значение максимального расхода, указанного в описании типа на систему, если оно меньше.

  • 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.

8

Настройки внешнего вида
Цветовая схема

Ширина

Левая панель