Методика поверки «СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПАРАМЕТРОВ НЕФТИ СЫРОЙ НА ДНС-5 С УПСВ МАЛОБАЛЫКСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ» (МП 0601-9-2017)

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

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

ФГУП «ВНИИР»

по развитию

Тайбинский

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПАРАМЕТРОВ НЕФТИ СЫРОЙ НА ДНС-5 С УПСВ МАЛОБАЛЫКСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ Методика поверки

МП 0601-9-2017

Началь

Тел. о

ела НИО-9

_ К.А. Левин (843)273-28-96

г. Казань

2017

РАЗРАБОТАНА

ФГУП «ВНИИР»

Левин К.А., Ахметзянова Л.А.

ФГУП «ВНИИР»

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС-5 с УПСВ Малобалыкского месторождения нефти (далее -система), предназначенную для автоматизированного измерения количества и параметров нефти сырой.

Интервал между поверками - один год.

При проведении поверки выполняют операции, приведенные в таблице 1.

Таблица 1 - Операции при поверке

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 на месте эксплуатации 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 - Метрологические и технические 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 идентификации и защиты ПО системы.

Проверка идентификационных данных автоматизированного рабочего места (далее -АРМ) оператора осуществляется в соответствии с руководством пользователя оператора.

• 6.2.2 Проверка идентификационных данных ПО контроллера измерительного FloBoss S600+ (основной/резервный) осуществляется в соответвтии с руководством по эксплуатации.

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

Таблица 3 - Идентификационные данные ПО

• 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 термометров ртутных стеклянных лабораторных ТЛ-4 один раз в три года, остальных СИ, входящих в состав системы один раз в год.

Датчики давления Метран-150 и манометры показывающие МПЗ-У, предназначенные для измерений разности давления и расходомер ультразвуковой UFM 3030, установленный в узле измерений параметров нефти сырой, могут подлежать калибровке или поверке.

• 6.5.2 Определение относительной погрешности измерений массы нефти сырой

За погрешность измерений массы сырой нефти принимают предел допускаемой относительной погрешности измерений СРМ ±0,25% для рабочих СРМ, ±0,2% для контрольно-резервного СРМ, применяемого в качестве контрольного.

где

5Мсн - относительная погрешность измерений массы сырой нефти, %;

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

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

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

Д9/_рг - абсолютная погрешность измерений массовой доли растворенного газа в сырой нефти, %

W_pr - массовая доля растворенного газа в сырой нефти, %

W_Mn - массовая доля механических примесей, %, определяемая в аккредитованной испытательной лаборатории;

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

AW_pr =Д^_РГ-^-100,

Рен _м

AW_xc=O,1-A&-_>

Рон

А^_в - абсолютная погрешность измерений объемной доли воды в нефти сырой с помощью ВП, %;

А^р_Г - абсолютная погрешность измерений объемной доли растворенного газа в сырой нефти согласно МИ 2575, м³/м³;

А^_хс - абсолютная погрешность измерений массовой концентрации хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, мг/дм³.

Абсолютные погрешности измерений массовых долей воды, механических примесей и хлористых солей в нефти сырой в лаборатории определяют в соответствии с ГОСТ Р 8.580.

Для доверительной вероятности Р = 0,95 и двух измерений соответствующего параметра нефти сырой абсолютную погрешность его измерений вычисляют по формуле

_д__±^²-г²-0,5

где R - предел воспроизводимости методов определения параметров нефти сырой; г - предел сходимости методов определения показателей параметров нефти сырой. Значения R и г приведены в ГОСТ 2477-65 «Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды», ГОСТ 21534-76 «Нефть. Методы определения содержания хлористых солей», ГОСТ 6370-83 «Нефть, нефтепродукты и присадки. Методы определения механических примесей».

Систему считают выдержавшей испытания, если:

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти составляют:

• - в режиме УПСВ с содержанием массовой доли воды не более 1 % (объемной доли воды не более 0,85%)

± 0,35 % - при применении поточного влагомера;

± 0,35 % - при определении массовой доли воды в нефти сырой в испытательной лаборатории;

• - в режиме ДНС с содержанием объемной доли воды не более 5 %

± 0,35 % - при применении поточного влагомера;

± 0,55 % - при определении массовой доли воды в сырой нефти в испытательной лаборатории;

• - в режиме ДНС с содержанием объемной доли воды не более 10 %

± 0,35 % - при применении поточного влагомера;

± 0,55 % - при определении массовой доли воды в сырой нефти в испытательной лаборатории;

• - в режиме ДНС с содержанием объемной доли воды не более 20 %

± 0,85 % - при применении поточного влагомера;

± 1,1 % - при определении массовой доли воды в сырой нефти в испытательной лаборатории;

- в режиме ДНС с содержанием массовой доли воды не более 45 % (объемной доли воды не более 42,81 %)

± 1,1 % - при применении поточного влагомера;

± 3,1 % - при определении массовой доли воды в сырой нефти в испытательной лаборатории.

• 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.

8