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)

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

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

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

В.В. Гетман

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

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.

При проведении поверки выполняют операции, приведенные в таблице 1.

Таблица 1 - Операции 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

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.

• 5.1 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

• 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.

• 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.

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.

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.

• 9.1   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.

• 10.1 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.

• 11.1 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 дМ_с - 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;

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

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

A JV_vc - 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

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

р_к - 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

^в       Л*У

Рен

где Д(р_в- 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/R²-г² 0,5

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 %.

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