Методика поверки «ГСОЕИ. СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПАРАМЕТРОВ НЕФТИ СЫРОЙ МОБИЛЬНОЙ УСТАНОВКИ СЕПАРАЦИИ НЕФТИ «МУСН-ЭРГИНСКАЯ» НА ЭРГИНСКОМ ЛИЦЕНЗИ­ ОННОМ УЧАСТКЕ ПРИОБСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ» (МП 1301-9-2021)

Методика поверки

Тип документа

ГСОЕИ. СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПАРАМЕТРОВ НЕФТИ СЫРОЙ МОБИЛЬНОЙ УСТАНОВКИ СЕПАРАЦИИ НЕФТИ «МУСН-ЭРГИНСКАЯ» НА ЭРГИНСКОМ ЛИЦЕНЗИ­ ОННОМ УЧАСТКЕ ПРИОБСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Наименование

МП 1301-9-2021

Обозначение документа

ВНИИР

Разработчик

904 Кб
1 файл

ЗАГРУЗИТЬ ДОКУМЕНТ

  

ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ РАСХОДОМЕТРИИ -ФИЛИАЛ ФЕДЕРАЛЬНОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО УНИТАРНОГО ПРЕДПРИЯТИЯ «ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ МЕТРОЛОГИИ им. Д.И. МЕНДЕЛЕЕВА»

ВНИИР - филиал ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева»

СОГЛАСОВАНО

Заместитель директора филиала по развитию ВНИИР - филиала ФГУП Д И Мещтепреия»

А.С. Тайбинский 2021 г.

Г осударственная

измерений

СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПАРАМЕТРОВ НЕФТИ СЫРОЙ МОБИЛЬНОЙ

УСТАНОВКИ СЕПАРАЦИИ НЕФТИ «МУСН-ЭРГИНСКАЯ» НА ЭРГИНСКОМ ЛИЦЕНЗИОННОМ УЧАСТКЕ ПРИОБСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Методика поверки

МП 1301-9-2021

Казань

2021

РАЗРАБОТАНА

ИСПОЛНИТЕЛИ

УТВЕРЖДЕНА

ВНИИР - филиал ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева»

В.В. Гетман

ВНИИР - филиал ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева»

1 Общие положения

Настоящая методика поверки распространяется на систему измерений количества и параметров нефти сырой мобильной установки сепарации нефти «МУСН-Эргинская» на Эргин-ском лицензионном участке Приобского месторождения (далее - СИКНС) и устанавливает методику первичной поверки при вводе в эксплуатацию, а также после ремонта и периодической поверки при эксплуатации.

Поверка СИКНС осуществляется в соответствии с Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Госстандарт) от 07.02.2018 г. № 256 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости», обеспечивается прослеживаемость к Государственному первичному специальному эталону единиц массы и объема жидкости в потоке, массового и объемного расходов жидкости (ГЭТ 63-2019).

Поверку СИКНС проводят в диапазоне измерений, указанном в описании типа, или фактически обеспечивающимся при поверке диапазоне измерений с обязательной передачей сведений об объеме проведенной поверки в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений.

Методы поверки средств измерений (далее - СИ), входящих в состав СИКНС, приведены в документах на методики поверки СИ.

Интервал между поверками СИКНС - 12 месяцев.

Интервал между поверками средств измерений (далее - СИ) из состава СИКНС указан в документах на методики поверки СИ.

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

2 Перечень операций поверки

При проведении поверки выполняют операции, приведенные в таблице 1.

Таблица 1 - Операции поверки

Наименование операции

Номер раз-дела инструкции

Проведение операции при

первичной поверке

периодической поверке

Внешний осмотр

7

Да

Да

Подготовка к поверке и опробование СИКНС

8

Да

Да

Подтверждение соответствия программного обеспечения

9

Да

Да

Определение метрологических характеристик СИКНС

10

Да

Да

Подтверждение соответствия СИКНС метрологическим требованиям

И

Да

Да

3 Требования к условиям проведения поверки

При проведении поверки соблюдают условия в соответствии с требованиями документов на методики поверки СИ, входящих в состав СИКНС.

Характеристики СИКНС и измеряемой среды при проведении поверки должны соответствовать требованиям, приведенным в таблице 2.

Соответствие характеристик измеряемой среды значениям в таблице 2 проверяют по данным отчетных документов.

Таблица 2 - Метрологические и технические характеристики СИКНС и измеряемой среды

Наименование характеристики

Значение

Измеряемая среда

нефть сырая

Диапазон расхода измеряемой среды*, т/ч (м3/ч)

от 172 до 930 (от 200 до 1080)

Давление измеряемой среды, МПа

  • - расчетное

  • - минимально допустимое

  • - максимально допустимое

6,3

1,0

4,0

Вязкость динамическая, мПа-с

  • - при температуре +20 °C

  • - при температуре +50 °C

от 20 до 30

от 8 до 14

Диапазон плотности обезвоженной дегазированной нефти при +20 °C, кг/м3

от 850,1 до 895,0

Плотность сырой нефти при +20 °C, кг/м3

от 847,0 до 955,0

Плотность сырой нефти при рабочих условиях, кг/м3

от 840,0 до 990,0

Плотность пластовой воды при +20 °C, кг/м3, не более

1015

Диапазон температуры измеряемой среды, °C

от 0 до +40

Объемная доля воды, %

от 10 до 60

Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более

3000

Массовая доля механических примесей, %, не более

0,1

* - указан максимальный диапазон измерений. Фактический диапазон измерений определяется при проведении поверки, фактический диапазон измерений не может превышать максимальный диапазон измерений

4 Требования к специалистам, осуществляющим поверку

К поверке допускаются лица, изучившие руководство по эксплуатации на СИКНС и имеющие квалификационную группу по электробезопасности не ниже III в соответствии с правилами по охране труда при эксплуатации электроустановок.

5 Метрологические и технические требования к средствам поверки
  • 5.1 Метрологические и технические требования к основным средствам поверки расходомеров-счетчиков массовых OPTIMASS 2400 приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Метрологические и технические требования к средствам поверки

Наименование средства поверки

Характеристика точности

Вторичные эталоны в соответствии с Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Госстандарт) от 07.02.2018 г. №256

Воспроизводимый расход рабочей среды до 2000 т/ч (м3/ч), доверительные границы суммарной погрешности от 0,040 до 0,055 %*

Рабочие эталоны 1-го разряда в соответствии с Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Госстандарт) от 07.02.2018 г. № 256

Воспроизводимый расход рабочей среды до 4000 т/ч (м3/ч), доверительные границы суммарной погрешности определения вместимости ТПУ ±0,050 %

* - доверительные границы суммарной погрешности средств поверки не должны превышать пределов, указанных в методике поверки счетчиков массовых OPTIMASS 2400

  • 5.2 Допускается применение аналогичных указанным в таблице 3 средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик расходомеров-счетчиков массовых OPTIMASS 2400 с требуемой точностью.

  • 5.3 В качестве дополнительных средств поверки могут применяться средства измерений плотности с пределами допускаемой относительной погрешности измерений ±0,03 %.

  • 5.4 Метрологические и технические требования к средствам поверки, которые применяются для оценки соответствия и подтверждения соответствия метрологических характеристик СИ, входящих в состав СИКНС, указаны в утвержденных методиках поверки соответствующего СИ.

бТребования (условия) по обеспечению безопасности проведения поверки
  • 6.1 При проведении поверки соблюдают требования, определяемые:

  • - в области охраны труда - Трудовым кодексом Российской Федерации;

  • - в области промышленной безопасности - Федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (Приказ Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 15.12.2020 № 534 «Об утверждении федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности»), Руководством по безопасности «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов» (приказ № 784 от 27 декабря 2012 г. «Об утверждении Руководства по безопасности «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов»), а также другими действующими отраслевыми документами;

  • - в области пожарной безопасности - Федеральным законом Российской Федерации от 22 июля 2008 г. № 123-ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности»;

  • - в области соблюдения правильной и безопасной эксплуатации электроустановок -Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей;

  • - в области охраны окружающей среды - Федеральным законом Российской Федерации от 10 января 2002 г. № 7-ФЗ (ред. 12 марта 2014 г.) «Об охране окружающей среды» и другими действующими законодательными актами на территории РФ.

  • 6.2   Площадка СИКНС должна содержаться в чистоте без следов нефти и должна быть оборудована первичными средствами пожаротушения согласно Правил противопожарного режима в Российской Федерации.

  • 6.3   СИ и вспомогательные устройства, применяемые при выполнении измерений, должны иметь взрывозащищенное исполнение в соответствии с требованиями ГОСТ 31610.0-2019 «Взрывоопасные среды. Часть 0. Оборудование. Общие требования».

  • 6.4  Вторичную аппаратуру и щиты управления относят к действующим электроустановкам с напряжением до 1000 В, на которые распространяются Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей, Правила устройства электроустановок.

7 Внешний осмотр СИКНС

При внешнем осмотре проверяют комплектность и внешний вид СИКНС.

  • 7.1 Комплектность СИКНС должна соответствовать ее описанию типа и эксплуатационной документации.

  • 7.2 При проверке внешнего вида СИКНС должны выполняться следующие требования:

  • - на компонентах СИКНС не должно быть механических повреждений, препятствующих ее применению и проведению поверки;

  • - надписи и обозначения на компонентах СИКНС должны быть четкими и читаемыми без применения технических средств, соответствовать технической документации;

  • - СИ, входящие в состав СИКНС, должны быть снабжены средствами защиты (пломбировки) в соответствии с описанием типа СИ, эксплуатационной документацией или МИ 3002-2006 «Рекомендация. ГСИ. Правила пломбирования и клеймения средств измерений и оборудования, применяемых в составе систем измерений количества и показателей качества нефти и поверочных установок».

СИКНС, не прошедшая внешний осмотр, к поверке не допускается.

8 Подготовка к поверке и опробование СИКНС

Подготовку средств поверки и СИКНС осуществляют в соответствии с их эксплуатационной документацией.

  • 8.1 Опробование

Опробуют СИКНС путем увеличения или уменьшения расхода измеряемой среды в пределах рабочего диапазона измерений.

Результаты опробования считаются удовлетворительными, если при увеличении или уменьшении расхода измеряемой среды соответствующим образом изменялись показания на средствах отображения информации.

  • 8.2 Проверяют герметичность СИКНС.

Проверку герметичности СИКНС проводят согласно эксплуатационной документации на СИКНС.

СИКНС считается выдержавшей проверку, если на элементах и компонентах СИКНС нет следов протечек нефти или снижения давления.

9  Проверка программного обеспечения
  • 9.1   При проверке идентификационных данных программного обеспечения (ПО) должно быть установлено соответствие идентификационных данных ПО СИКНС сведениям, приведенным в описание типа СИКНС.

  • 9.2   Определение идентификационных данных ПО комплексов измерительновычислительных расхода и количества жидкостей и газов АБАК+ (далее - ИВК) проводят в соответствии с руководством по эксплуатации.

  • 9.3   Определение идентификационных данных ПО автоматизированного рабочего места (АРМ) оператора СИКНС проводят в соответствии с руководством оператора.

10   Определение метрологических характеристик СИКНС
  • 10.1 Определение метрологических характеристик СИ, входящих в состав СИКНС

Определение метрологических характеристик СИ, входящих в состав СИКН, проводят в соответствии с документами на методики поверки, указанными в описании типа соответствующего СИ. СИ, входящие в состав СИКН, должны быть поверены, данные о поверке СИ должны быть переданы в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений лицом, аккредитованным на поверку.

  • 10.2 Определение относительной погрешности измерений массы сырой нефти и массы нетто нефти

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

Относительную погрешность измерений массы сырой нефти, дМс, %, и массы нетто нефти, SMh, %, определяют в соответствии с документом «ГСИ. Масса нефти сырой. Методика измерений с применением системы измерений количества и параметров нефти сырой мобильной установки сепарации нефти «МУСН-Эргинская» на Эргинском лицензионном участке Приобского месторождения» (свидетельство об аттестации № 01.00257-2013/12609-21) с применением средств поверки, указанных в таблице 3 настоящей методики поверки.

11 Подтверждение соответствия СИКНС метрологическим требованиям
  • 11.1 Относительную погрешность измерений массы сырой нефти при прямом методе динамических измерений, 8Мс, %, принимают равной относительной погрешности измерений массы сырой нефти с применением расходомеров-счетчиков массовых OPTIMASS 2400.

Относительная погрешность измерений массы сырой нефти не должна превышать ±0,25 %.

  • 11.2 Относительную погрешность измерений массы нетто нефти, дМн, %, вычисляют по формуле:

(1) (           У (             \2

I 100 ) I 100 >

где дМс - относительная погрешность измерений массы сырой нефти, %;

№рг- массовая доля растворенного газа в сырой нефти, %, определяется в испытательной лаборатории;

Wb - массовая доля воды в сырой нефти, %, вычисляется по результатам измерений объемной доли воды с применением СИ объемной доли воды, или в испытательной лаборатории;

WMn - массовое содержание механических примесей в нефти, % определяют в испытательной лаборатории;

Wxc - масовая доля хлористых солей в нефти, %, определяется в испытательной лаборатории;

&Wpr- абсолютная погрешность измерений массовой доли растворенного газа, определяется в испытательной лаборатории;

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

A JVvc - абсолютная погрешность определения массовой доли хлористых солей, %, определяется в испытательной лаборатории;

Д1?в- абсолютная погрешность определения массовой доли воды, %.

При измерениях объемной доли воды в сырой нефти с применением СИ объемной доли воды, массовая доля воды в сырой нефти, %, определяется по формуле

<Рв' Рв

(2)

где (рв - объемная доля воды в сырой нефти, %;

рк - плотность дистиллированной воды, приведенная с помощью ИВК к условиям измерений в ИЛ, кг/м3;

д'.’/? - плотность разгазированной сырой нефти, кг/м3, определяется в испытательной лаборатории и вводится в ИВК.

В виду незначительного содержания растворенного газа в сырой нефти, его влияние на величину плотности сырой нефти в формуле (2) не учитывается.

При измерениях объемной доли воды в сырой нефти с применением СИ объемной доли воды, абсолютную погрешность определения массовой доли воды в сырой нефти, %, определяют по формуле

_100Д^ря

(3)

в       Л*У

Рен

где Д(рв- абсолютная погрешность измерений объемной доли воды, %.

Абсолютные погрешности измерений массовой доли воды, механических примесей и хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти в испытательной лаборатории определяют в соответствии с ГОСТ 33701-2015 «Определение и применение показателей точности методов испытаний нефтепродуктов».

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

А _ ± л/R22 0,5

(4)

где R - предел воспроизводимости методов определения параметра; г - предел сходимости методов определения показателей параметра.

Значения R и г приведены в ГОСТ 2477-2014 «Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды (с Изменением № 1, с Поправками)», ГОСТ 21534-76 «Нефть. Методы определения содержания хлористых солей», ГОСТ 6370-2018 «Нефть, нефтепродукты и присадки. Методы определения механических примесей».

Относительная погрешность измерений массы нетто нефти в зависимости от содержания воды не должна превышать:

- при определении массовой доли воды по результатам измерений объемной доли воды с применением влагомера:

  • - при содержании объемной доли воды от 10 до 20 %                     ± 1,5 %;

  • - при содержании объемной доли воды от 20 до 50 %                     ± 2,5 %;

  • - при содержании объемной доли воды от 50 до 60 %                     ± 5,0 %;

- при определении массовой доли воды в испытательной лаборатории:

  • - при содержании объемной доли воды от 10 до 20 %                     ± 1,5 %;

  • - при содержании объемной доли воды от 20 до 50 %                     ± 5,0 %;

  • - при содержании объемной доли воды от 50 до 60 %                     ± 7,0 %.

12 Оформление результатов поверки

Результаты поверки СИКНС передаются в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений в соответствии с Приказом Минпромторга России от 31 июля 2020 г. № 2510 «Об утверждении порядка проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».

При проведении поверки СИКНС в сокращенном объеме информация об объеме проведенной поверки передается в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений.

По заявлению владельца СИКНС или лица, представившего СИКНС на поверку, при положительных результатах поверки выдается свидетельство о поверке в соответствии с Приказом Минпромторга России от 31 июля 2020 г. № 2510, или в случае отрицательных результатов поверки выдается извещение о непригодности применения СИКНС.

Результаты поверки оформляют протоколом согласно приложению А.

Пломбирование СИКНС не предусмотрено.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНС.

При отрицательных результатах поверки СИКНС к эксплуатации не допускают.

Приложение А (рекомендуемое)

Форма протокола поверки системы

ПРОТОКОЛ ПОВЕРКИ №___________

Наименование средства измерений: _______________________________

Тип, модель, изготовитель: _______________________________________________________________________________________________

Заводской номер:

Наименование и адрес заказчика: ____________________________________________________________________________________________

Методика поверки: _________________________________________________________________________________________

Место проведения поверки: _________________________________________________________________________________________

Поверка выполнена с применением:__

Условия проведения поверки:

Температура окружающей среды _____________________________________________________________________________________

Атмосферное давление

Относительная влажность_____

РЕЗУЛЬТАТЫ ПОВЕРКИ

  • 1. Внешний осмотр______________________________________________________________________________________________________

  • 2. Опробование_______________________________________________________________________________________________________________

  • 3. Подтверждение соответствия программного обсспечения___

  • 4. Определение метрологических характеристик

Подпись лица, проводившего поверку________________________

Дата поверки______________________________________

9

Настройки внешнего вида
Цветовая схема

Ширина

Левая панель