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)

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

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

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

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.

При проведении поверки выполняют операции, приведенные в таблице 1.

Таблица 1

• 2.1 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 (далее -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 сырой.

Таблица 2 - Характеристики системы и измеряемой среды

При подготовке к поверке проводят работы в соответствии с руководством 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 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

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

Окончание таблицы 4 - СИ и методики их 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 8М_Н, %, определяют расчетным путем по формуле

  где

  дМ_с - относительная погрешность

<5Л7_Я=±1,1

(1)

э

измерений массы сырой нефти, %;

AJ7_e - абсолютная погрешность определения массовой доли воды, %;

W_e - 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%).

• 7.1 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