Методика поверки «ГСИ Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси (СИКНС) ООО ,,ТНС-Развитие,, при УПН АО ,,Татойлгаз,,» (НА.ГНМЦ.0570-21 МП)

СОГЛАСОВАНО

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси (СИКНС) ООО «ТНС-Развитие» при УПН АО «Татойлгаз» Методика поверки

НА.ГНМЦ.0570-21 МП

Казань

2021

Обособленным подразделением Головной научный метрологический центр АО «Нефтеавтоматика» в г. Казань

(ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика»)

Давыдова Е.Н.,

Стеряков О.В.

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси (СИКНС) ООО «ТНС-Развитие» при УПН АО «Татойлгаз» (далее по тексту - СИКНС) и устанавливает методику первичной поверки при вводе в эксплуатацию, а также после ремонта и периодической поверки при эксплуатации.

Поверку СИКНС проводят в диапазоне измерений, указанном в описании типа СИКНС, или фактически обеспечивающимся при поверке диапазоне измерений с обязательным указанием в свидетельстве о поверке информации об объеме проведения поверки.

Фактический диапазон измерений не может превышать диапазона измерений, указанного в описании типа СИКНС.

Интервал между поверками СИКНС: один год.

Метрологические характеристики СИКНС подтверждаются расчетноэкспериментальным методом в соответствии с разделом 9 настоящей методики поверки.

При определении метрологических характеристик в рамках проводимой поверки обеспечивается передача единицы массового расхода жидкости, в соответствии с государственной поверочной схемой, утвержденной приказом Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256, подтверждающая прослеживаемость к Государственному первичному специальному эталону ГЭТ 63-2019.

Реализован метод непосредственного сравнения результата измерения поверяемого средства измерений со значением, определенного эталоном.

• 2.1 При проведении поверки выполняют следующие операции, приведенные в таблице 1.

  Таблица1- Операции поверки СИКНС
  Наименование операции	Номер раздела документа по поверке	Проведение операции при
  		первичной поверке	периодической поверке
  Внешний осмотр средства измерений	6	Да	Да
  Подготовка к поверке и опробование средства измерений	7	Да	Да
  Проверка программного обеспечения средства измерений	8	Да	Да
  Определение      метрологических характеристик средства измерений	9	Да	Да
  Подтверждение соответствия средства измерений метрологическим требованиям	10	Да	Да

• 2.2 Поверку СИКНС прекращают при получении отрицательных результатов при проведении той или иной операции.

• 3.1 При проведении поверки соблюдают условия в соответствии с требованиями нормативных документов (НД) на поверку СИ, входящих в состав СИКНС.

• 3.2 При проведении поверки в условиях эксплуатации СИКНС метрологические и основные технические характеристики нефтегазоводяной смеси и СИКНС должны соответствовать требованиям, приведенным в таблице 2.

Та б л и ца 2 — Метрологические и технические характеристики

4 Метрологические и технические требования к средствам поверки

4.1 Основное средство поверки приведено в таблице 3. ТаблицаЗ - Основное средство поверки

• 4.2 Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение MX поверяемой СИКНС с требуемой точностью.

• 5.1 При проведении поверки соблюдают требования, определяемые:

в области охраны труда и промышленной безопасности:

-«Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», утв. приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 15.12.2020г. № 534;

-Трудовой кодекс Российской Федерации от 30.12.2001 № 197-ФЗ;

в области пожарной безопасности:

• - СНиП 21-01-97 «Пожарная безопасность зданий и сооружений»;

• - «Правила противопожарного режима в Российской Федерации», утверждены постановлением Правительства РФ от 16.09.2020 г. № 1479;

• - Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств», утв. приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 15.12.2020 г. № 533;

в области соблюдения правильной и безопасной эксплуатации электроустановок:

• - «Об утверждении правил по охране труда при эксплуатации электроустановок», утв. приказом Министерства труда и социальной защиты РФ от 15.12.2020г. № 903н;

• - ПУЭ «Правила устройства электроустановок»;

в области охраны окружающей среды:

• - Федерального закона от 10.01.2002 г. № 7-ФЗ «Об охране окружающей среды» и других законодательных актов по охране окружающей среды, действующих на территории РФ.

• 5.2 При появлении течи рабочей жидкости, загазованности и других ситуаций, нарушающих процесс поверки, поверка должна быть прекращена.

• 6.1 При внешнем осмотре должно быть установлено соответствие СИКНС следующим требованиям:

• - комплектность СИКНС должна соответствовать технической документации;

• - на компонентах СИКНС не должно быть механических повреждений и дефектов покрытия, ухудшающих внешний вид и препятствующих применению;

• - надписи и обозначения на компонентах СИКНС должны быть четкими и соответствующими технической документации.

• 6.2 Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может влиять на показания СИ, входящих в состав СИКНС, должна быть обеспечена возможность пломбирования в соответствии с описаниями типа СИ либо в соответствии с МИ 3002-2006 (при отсутствии информации о пломбировании в описании типа СИ).

• 7.1 Подготовку к поверке проводят в соответствии с инструкцией по эксплуатации СИКНС и НД на поверку СИ, входящих в состав СИКНС.

• 7.2 При опробовании проверяют работоспособность СИКНС в соответствии с инструкцией по эксплуатации путем просмотра отображения измеренных СИ значений на экране АРМ оператора и формирования отчета СИКНС (двухчасового или сменного).

• 7.3 Результаты опробования считают положительными, если на экране АРМ оператора отображаются измеренные СИ значения, отчет (двухчасовой или сменный) формируется и отсутствуют аварийные сообщения о работе СИКНС.

• 8.1 Проверка идентификационных данных ПО измерительновычислительных контроллеров OMNI-3000/6000 (далее по тексту - ИВК).

Идентификация ПО ИВК проводится по номеру версии (идентификационному номеру) ПО и цифровому идентификатору ПО.

Чтобы определить идентификационные данные ПО ИВК необходимо выполнить нижеперечисленные процедуры.

На клавиатуре ИВК нажимают кнопку «Статус», затем «Ввод». На дисплее ИВК появятся данные в виде списка. Нажимая на кнопку «|», перемещаются вниз до строк «Revision No» и «EPROM Checksum». В строке «Revision No» указан номер версии (идентификационный номер) ПО. В строке «EPROM Checksum» указан цифровой идентификатор ПО.

Отображенные идентификационные данные ПО ИВК заносят в таблицу А.1 протокола поверки (Приложение А).

• 8.2 Проверка идентификационных данных ПО автоматизированного рабочего места оператора с программным комплексом «Кристалл» (далее по тексту - АРМ оператора).

Чтобы определить идентификационные данные ПО АРМ оператора необходимо выполнить следующие процедуры: на основной мнемосхеме АРМ оператора в нижнем правом углу нажать кнопку «О программе»; далее в появившейся экранной форме нажать «Проверка HASH-сумм», после чего появится окно «Проверка HASH-сумм программного кода», в котором при нажатии на кнопки «Проверка модуля CalcOil.dll» или «Проверка модуля CalcPov.dll» откроются окна «Проверка HASH» с соответствующими идентификационными данными ПО АРМ оператора.

Отображенные идентификационные данные ПО АРМ оператора заносят в таблицу А.2 протокола поверки (Приложение А).

• 8.3 Если идентификационные данные, указанные в описании типа СИКНС и полученные в ходе выполнения п. 8.1 и п. 8.2 идентичны, то делают вывод о подтверждении соответствия ПО СИКНС ПО, зафиксированному во время проведения испытаний в целях утверждения типа, в противном случае результаты поверки признают отрицательными.

• 9.1 Проверка результатов поверки СИ, входящих в состав СИКНС.

Проверяют соответствие фактически установленных средств измерений, СИ указанным в описании типа СИКНС, наличие у проверяемых СИ действующих сведений о поверке (с положительным результатом) в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (ФИФ ОЕИ).

Сведения результатов проверки указанных СИ заносят в таблицу А.З протокола поверки (Приложение А).

Если очередной срок поверки СИ из состава СИКНС наступает до очередного срока поверки СИКНС, поверяется только это СИ, при этом поверку СИКНС не проводят.

• 9.2 Определение относительной погрешности измерений массы нефти в составе нефтегазоводяной смеси.

Относительную погрешность измерений массы нефти в составе нефтегазоводяной смеси 6М_С, %, при прямом методе динамических измерений, принимают равной максимальному значению относительной погрешности счетчиков-расходомеров массовых Micro Motion модели CMF (далее по тексту -ПР).

Относительная погрешность ПР на рабочей измерительной линии (ИЛ) в диапазоне расхода не должна превышать ±0,25 %, относительная погрешность ПР на контрольно-резервной ИЛ в точке расхода не должна превышать ±0,20 %.

Значения относительной погрешности измерений массы нефти в составе нефтегазоводяной смеси не должны превышать ±0,25 %.

• 9.3 Определение относительной погрешности измерений массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси.

Относительную погрешность измерений массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси 5М_Н, %, вычисляют по формуле

fi м

100j

где AW_B - абсолютная погрешность определения массовой доли воды в нефтегазоводяной смеси, значение которой вычисляют в лаборатории по ГОСТ 2477-2014 или по формуле (2), %;

_w _ верхний предел измерений массовой доли воды в нефтегазоводяной ^мв смеси, %;

AW_pr - абсолютная погрешность определения массовой доли растворенного газа в нефтегазоводяной смеси, значение которой вычисляют по формуле (3), %;

W_prB - верхний предел измерений массовой доли растворенного газа в нефтегазоводяной смеси, %;

AW_XC - абсолютная погрешность определения массовой доли хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, значение которой вычисляют по формуле (4), %;

W_XCB - верхний предел измерений массовой доли хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, %;

А\Л/_МП - абсолютная погрешность определения массовой доли механических примесей в обезвоженной дегазированной нефти, значение которой вычисляют по формуле (6), %;

W_MnB - верхний предел измерений массовой доли механических примесей в обезвоженной дегазированной нефти, %.

Абсолютную погрешность измерений массовой доли воды в нефтегазоводяной смеси с помощью влагомера AW_g, %, вычисляют по формуле

где AW - пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси, принимаемые равными пределам допускаемой абсолютной погрешности поточного влагомера, %;

рР- плотность воды в рабочих условиях, кг/м³;

рр- плотность нефтегазоводяной смеси в рабочих условиях, кг/м³.

Абсолютную погрешность определения массовой доли растворенного газа в нефтегазоводяной смеси AW_pr, % ы, вычисляют по формуле

(3) где AV.. - пределы абсолютной погрешности определения объемной доли растворенного газа при стандартных условиях в единице объема нефтегазоводяной смеси при рабочих условиях по МИ 2575-2000;

р_г - плотность растворенного газа при стандартных условиях, кг/м³; р_г - плотность нефтегазоводяной смеси в стандартных условиях, кг/м³.

Абсолютную погрешность определения в лаборатории массовой доли хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти Д\Л/_ХС, %, вычисляют по

формуле

плотность нефтегазоводяной смеси в условиях измерения массовой доли хлористых солей, кг/м³.

пределы абсолютной погрешности определения массовой концентрации хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти по ГОСТ 21534-76, г/м³, вычисляют по формуле

где г_с - сходимость метода определения массовой концентрации хлористых солей по ГОСТ 21534-76, г/м³.

Абсолютную погрешность определения в лаборатории массовой доли механических примесей в обезвоженной дегазированной нефти AW_Mn, %, вычисляют по формуле

AW_M„ =                                     (6)

составе нефтегазоводяной смеси, %, не должны превышать:

• - при определении массовой доли воды с применением влагомера нефти

поточного УДВН-1пм2                                                 ±0,45;

• - при определении массовой доли воды с применением влагомера сырой

нефти ВСН-2                                                         ±1,35;

• - при определении массовой доли воды в испытательной лаборатории по ГОСТ 2477-2014, при содержании воды:

• - от 0 % до 5 % (включительно)                               ±0,60,

• - свыше 5 % до 15 % (включительно)                         ±1,50,

• - свыше 15 % до 20 % (включительно)                        ±2,10.

• 10.1 Относительная погрешность ПР на рабочей измерительной линии (ИЛ) в диапазоне расхода не должна превышать ±0,25 %, относительная погрешность ПР на контрольно-резервной ИЛ в точке расхода не должна превышать ±0,20 %.

• 10.2 Значения относительной погрешности измерений массы нефти в составе нефтегазоводяной смеси не должны превышать ±0,25 %.

• 10.3 Значения относительной погрешности измерений массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси, %, не должны превышать:

- при определении массовой доли воды с применением влагомера нефти поточного УДВН-1пм2                                                 ±0,45;

нефти ВСН-2                                                         ±1,35;

- при определении массовой доли воды в испытательной лаборатории по ГОСТ 2477-2014, при содержании воды:

• - от 0 % до 5 % (включительно)                               ±0,60,

• - свыше 5 % до 15 % (включительно)                         ±1,50,

• - свыше 15 % до 20 % (включительно)                        ±2,10.

• 11.1 Результаты поверки оформляют протоколом по форме, приведенной в приложении А.

• 11.2 Сведения о результатах поверки СИКНС направляют в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений в соответствии с документом «Порядок проведения поверки средств измерений», утвержденным приказом Минпромторга России № 2510 от 31.07.2020 г.

• 11.3 При положительных результатах поверки по заявлению владельца СИКНС оформляется свидетельство о поверке. На оборотной стороне свидетельства о поверке СИКНС указывают:

• - наименование измеряемой среды;

• - значения относительной погрешности измерений массы сырой нефти и массы нетто сырой нефти.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНС.

• 11.4 Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может влиять на показания СИ, входящих в состав СИКНС, обеспечена возможность пломбирования в соответствии с описанием типа данных СИ и учетом требований МИ 3002-2006.

• 11.5 При отрицательных результатах поверки СИКНС к эксплуатации не допускают и выписывают извещение о непригодности к применению.

Приложение А

(рекомендуемое) Форма протокола поверки

ПРОТОКОЛ №___________

поверки системы измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси (СИКНС) ООО «ТНС-Развитие» при УПН АО «Татойлгаз»

номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений_______________

Диапазон измерений:_____________________________________________________

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений:

• - массы нефти в составе нефтегазоводяной смеси, %_________________________

• - массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси, %____________________

Заводской номер:_________________________________________________________

Принадлежит:________________________ИНН:____________________________

Место проведения поверки:_________________________________________________

Поверка выполнена с применением эталонов:

__________________________________регистрационный №_________________ Методика поверки:________________________________________________________

Условия проведения поверки:_______________________________________________

Результаты поверки:

• 1. Внешний осмотр СИ (раздел 6 МП)_________________________________

(соответствует/не соответствует)

• 2. Опробование СИ (раздел 7 МП)__________________________

(соответствует/не соответствует)

3. Проверка ПО СИ (раздел 8 МП)

Таблица А.1 - Идентификационные данные ПО ИВК

Таблица А.2 - Идентификационные данные ПО АРМ оператора

4. Проверка результатов поверки СИ, входящих в состав СИКНС (п. 9.1 МП)

Таблица А.З - Сведения о поверке СИ, входящих в состав СИКНС

5 Определение относительной погрешности измерений массы нефти в составе нефтегазоводяной смеси (п. 9.2 МП)

• 6 Определение относительной погрешности измерений массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси (п. 9.3 МП)

• 7 Подтверждение соответствия СИ метрологическим требованиям (раздел 10 МП)

(соответствует/не соответствует)

Заключение: система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси (СИКНС) ООО «ТНС-Развитие» при УПН АО «Татойлгаз» признана____________~ к

Дальнейшей ЭКСПЛуатаЦИИ                                           пригодной/не пригодной

Должность лица проводившего поверку: ______________ ____________________

(подпись)           (инициалы, фамилия)

Дата поверки: «______»  _____________ 20___г.

11