Методика поверки «СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПАРАМЕТРОВ НЕФТИ СЫРОЙ НА ДНС "ГАРАЕВСКАЯ"» (МП 0665-9-2017)

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

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

ФГУП «ВНИИР»

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПАРАМЕТРОВ НЕФТИ СЫРОЙ НА ДНС «САРАЕВСКАЯ»

Методика поверки

МП 0665-9-2017

Началь

Тел. о

дела НИО-9

К.А. Левин /(843)273-28-96

г. Казань

2017

РАЗРАБОТАНА

ФГУП «ВНИИР»

Левин К.А., Ахметзянова Л.А.

ФГУП «ВНИИР»

Настоящая методика поверки распространяется на систему измерений количества и параметров нефти сырой на ДНС «Гараевская» (далее - система), предназначенную для автоматизированных измерений массы 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 - Метрологические и технические характеристики системы и измеряемой среды

Окончание таблицы 2

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.

  • 6.2.1 Проверка идентификационных данных ПО «Rate оператора УУН» (основное и резервное) осуществляется в соответствии с руководством пользователя.

  • 6.2.2  Проверка идентификационных данных ПО комплексов измерительновычислительных ОКТОПУС-Л (OCTOPUS-L) (основной/резервный) осуществляется в соответствии с руководством по эксплуатации.

  • 6.2.3 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 инструкцией 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. Таблица4 - СИ и методики их поверки

Окончание таблицы 4

• 6.5.2 Определение относительной погрешности измерений массы нефти сырой

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

• 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 ЗМс - относительная погрешность измерений массы сырой нефти, %;

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

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

A W_xc - абсолютная погрешность определения массовой доли хлористых солей, %; №_РГ - абсолютная погрешность определения растворенного газа, %;

A W_/ir = ^Фрг'Рг. . J ₀₀о_/о                                  (2)

Рн

где &(p_pr - абсолютная погрешность измерений содержания растворенного газа, определяемая по МИ 2575, м³/м³;

р_г - плотность попутного нефтяного газа, приведенная к стандартным условиям, кг/м³, определяемая в испытательной лаборатории;

р_н - плотность сырой нефти, содержащий в себе растворенный газ, приведенная к рабочим условиям при давлении и температуре в ИЛ, определяемая по аттестованной методике измерений плотности, кг/м³;

W_B - массовая доля воды, %, определяемая в аккредитованной испытательной лаборатории, либо по результатам измерений объемной доли воды поточным влагомером;

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

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

A_Wxc=0,lx^s.                              ₍₃₎

Pff

Д<р_хс - абсолютная погрешность измерения массовой концентрации хлористых солей в сырой нефти, мг/дм³;

р^х_н^с - плотность обезвоженной дегазированной нефти при условиях измерений ср_хс, определенная в испытательной лаборатории, кг/м³.

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:

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».

Пределы допускаемой относительной погрешности определения массы нетто сырой нефти:

а) при определении массовой доли воды с применением влагомер сырой нефти ВСН-2; %:

• - при содержании объемной доли воды от 10 до 20

• - при содержании объемной доли воды от 20 до 50

• - при содержании объемной доли воды от 50 до 70

• - при содержании объемной доли воды от 70 до 85

• - при содержании объемной доли воды от 85до 90

• - при содержании объемной доли воды от 90 до 95

• - при содержании объемной доли воды от 95 до 97 б) при определении массовой доли воды в испытательной лаборатории, %:

  - при содержании объемной доли воды в сырой нефти выше 97% пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти сырой не нормируются;

• - при содержании объемной доли воды от 10 до 20.

• - при содержании объемной доли воды от 20 до 50.

• - при содержании объемной доли воды от 50 до 70

• - при содержании объемной доли воды в сырой нефти выше 70% пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти сырой не нормируются.

• 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