Инструкция «ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) на ДНС-3 Приразломного месторождения» (НА.ГНМЦ.0525-20 МП)

Директор ОП ГНМЦ

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) на ДНС-3 Приразломного месторождения

Методика поверки

НА.ГНМЦ.0525-20 МП

Казань

2020

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 нефти сырой (СИКНС) на ДНС-3 Приразломного месторождения (далее по тексту - СИКНС) и устанавливает методику первичной поверки при вводе в эксплуатацию, а также после ремонта и периодической поверки при эксплуатации.

Интервал между поверками СИКНС: один год.

• 1.1 При проведении поверки выполняют следующие операции:

  • 1.1.1 Внешний осмотр (п. 6.1);

  • 1.1.2 Подтверждение соответствия программного обеспечения (ПО) СИКНС (п. 6.2);

  • 1.1.3 Опробование (п. 6.3);

  • 1.1.4 Проверка результатов поверки средств измерений (СИ), входящих в состав СИКНС (п. 6.4);

  • 1.1.5 Определение метрологических характеристик (MX):

    • 1.1.5.1 Определение относительной погрешности измерений массы сырой нефти СИКНС (п. 6.5.1),

    • 1.1.5.2 Определение относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти СИКНС (п. 6.5.2).

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

• 2.1 Вторичный эталон (установка поверочная с весовым устройством) в соответствии с ГПС (часть 2), утвержденной приказом Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256.

• 2.2 Средства поверки в соответствии с документами на поверку СИ, входящих в состав СИКНС.

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

При проведении поверки соблюдают требования, определяемые: в области охраны труда и промышленной безопасности:

• - «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», утверждены приказом Ростехнадзора от 12.03.2013 № 101;

• - Трудовой кодекс Российской Федерации;

в области пожарной безопасности:

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

• - «Правила противопожарного режима в Российской Федерации», утверждены постановлением Правительства РФ №390 от 25.04.2012;

в области соблюдения правильной и безопасной эксплуатации электроустановок:

• - 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.

При проведении поверки соблюдают условия в соответствии с требованиями нормативной документации (НД) на поверку СИ, входящих в состав СИКНС.

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

• 6.1 Внешний осмотр

При внешнем осмотре должно быть установлено соответствие СИКНС следующим требованиям:

• - комплектность СИКНС должна соответствовать эксплуатационной документации;

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

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

• 6.2 Подтверждение соответствия ПО СИКНС.

  • 6.2.1 Проверка идентификационных данных ПО комплекса измерительновычислительного «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») (далее по тексту - ИВК).

Чтобы определить идентификационные данные ПО ИВК необходимо выполнить следующие действия: в экранной форме основного меню выбрать с помощью кнопок перемещения пункт «СИСТ. ПАРАМЕТРЫ» и нажать кнопку «Enter» (в виде изогнутой стрелочки); в появившемся подменю выбрать с помощью кнопок перемещения подпункт «СВЕДЕНИЯ о ПО» и нажать кнопку «Enter», после чего на экране в виде текста отобразятся идентификационные данные метрологически значимой части ПО ИВК.

Примечание - Для перехода в основное меню ПО ИВК из других подменю необходимо нажать на кнопку перемещения вниз «|».

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

• 6.2.2 Проверка идентификационных данных ПО автоматизированного рабочего места - ПО «ПЕТРОЛСОФТ(С)» (далее по тексту - АРМ оператора).

Чтобы определить идентификационные данные файла SIKNS.dll ПО АРМ оператора необходимо выполнить следующие процедуры: в нижней правой части основной мнемосхемы АРМ оператора нажать кнопку «Ввод паспорта качества»; после нажатия появится окно «Выбор отчета», в котором необходимо нажать кнопку «О программе»; после нажатия появится окно «О программе», в котором отобразятся идентификационное наименование, номер версии и цифровой идентификатор ПО АРМ оператора (для расчета цифрового идентификатора в окне «О программе» нужно нажать кнопку «Рассчитать MD5»).

Чтобы определить идентификационные данные файла TPULibrary.dll ПО АРМ оператора необходимо выполнить следующие процедуры: в нижней правой части основной мнемосхемы АРМ оператора нажать кнопку «Поверка»; после нажатия появится окно «ТПУ», в котором необходимо нажать кнопку «О программе»; после нажатия появится окно «О программе», в котором отобразятся идентификационное наименование, номер версии и цифровой идентификатор ПО АРМ оператора (для расчета цифрового идентификатора в окне «О программе» нужно нажать кнопку «Рассчитать MD5»).

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

• 6.2.3 Если идентификационные данные, указанные в описании типа СИКНС и полученные в ходе выполнения п. 6.2.1 и п. 6.2.2 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.

• 6.3 Опробование.

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).

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.

• 6.4 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 результатов поверки, и (или) действующего знака поверки, и (или) свидетельства о поверке, и (или) записи в паспорте (формуляре) СИ, заверенной подписью поверителя и знаком поверки.

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

Поверка СИ, входящих в состав СИКНС, проводится в соответствии с документом, указанным в разделе «Поверка» описания типа СИ.

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

• 6.5 Определение MX.

  • 6.5.1 Определение относительной погрешности измерений массы сырой нефти СИКНС.

Относительную погрешность измерений массы сырой нефти СИКНС бМс, %, при прямом методе динамических измерений, принимают равной максимальному значению относительной погрешности счетчиков-расходомеров массовых Micro Motion (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 сырой нефти не должны превышать ± 0,25 %.

• 6.5.2 Определение относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти СИКНС.

Относительную погрешность измерений массы нетто нефти СИКНС 8М_Н, %, вычисляют по формуле

где 6М_С - пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, значение которых принимают равными пределам допускаемой относительной погрешности измерений ПР, %;

AW_B - абсолютная погрешность определения массовой доли воды в сырой нефти, %;

W_MB - верхний предел измерений массовой доли воды в сырой нефти, %;

AW_pr - абсолютная погрешность определения массовой доли растворенного газа в сырой нефти, %;

W_prB - верхний предел измерений массовой доли растворенного газа в сырой нефти, %;

AW_XC - абсолютная погрешность определения массовой доли хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, %;

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

AW_Mn - абсолютная погрешность определения массовой доли механических примесей в обезвоженной дегазированной нефти, %;

\Л/_МПВ - верхний предел измерений массовой доли механических примесей в обезвоженной дегазированной нефти, %.

Абсолютную погрешность измерений массовой доли воды в сырой нефти с помощью влагомера AW_B, %, вычисляют по формуле

(2)

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

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

рР- плотность сырой нефти в рабочих условиях, кг/м³.

Абсолютную погрешность определения массовой доли воды в сырой нефти в лаборатории по ГОСТ 2477-2014 AW_B, %, вычисляют по формуле

объемная доля пластовой воды в сырой нефти, %; плотность пластовой воды при стандартных условиях, кг/м³;

плотность сырой нефти в рабочих условиях, кг/м³;

воспроизводимость метода по ГОСТ 2477-2014, %;

г_в - сходимость метода по ГОСТ 2477-2014, %.

Абсолютную погрешность определения массовой доли растворенного газа в сырой нефти AW_pr, %, вычисляют по формуле

AV • р_г

AW =±——-100,            ,       (4)

Рс

где AV_pr - пределы абсолютной погрешности определения объемной доли растворенного газа при стандартных условиях в единице объема сырой нефти при рабочих условиях по МИ 2575-2000;

рр _ плотность сырой нефти в рабочих условиях, кг/м³;

р_г - плотность растворенного газа при стандартных условиях, кг/м³.

Абсолютную погрешность определения в лаборатории массовой доли хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти AW_XC, %, вычисляют по

формуле

AW_XC = ±

(5)

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„„ = ±^^R“"      °’⁵,                        (7)

где R_Mn и г_мп - воспроизводимость и сходимость метода определения массовой доли механических примесей по ГОСТ 6370-83, %.

Значения относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при измерении объемной доли воды в ней влагомером сырой нефти ВСН-2 в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти, не должны превышать, %:

• - от 10 до 20 % включительно                                      ±0,94;

• - свыше 20 до 50 % включительно                                ±4,40;

• - свыше 50 до 70 % включительно                               ±10,00;

• - свыше 70 до 85 % включительно                                ±23,90;

• - свыше 85 до 91 % включительно                               ±43,40.

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

• 7.2 Сведения о результатах поверки направляют в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений.

• 7.3 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.

На свидетельство о поверке СИКНС наносится знак поверки.

• 7.4 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 нефти сырой (СИКНС)

на ДНС-3 Приразломного месторождения номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений_______________

Диапазон измерений:____________________________________________________

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений:

• - массы сырой нефти, %__________________________________________________

• - массы нетто сырой нефти, %____________________________________________

Заводской номер:_________________________________________________________

Принадлежит:________________________ИНН:____________________________

Место проведения поверки:_________________________________________________

Поверка выполнена с применением эталонов:

__________________________________регистрационный №_________________ Методика поверки:________________________________________________________

Условия проведения поверки:______________________________________________

Результаты поверки:

• 1. Внешний осмотр (п.6.1 МП)____________________________________

(соответствует/не соответствует)

• 2. Подтверждение соответствия ПО (п. 6.2 МП)

Таблица А.1 - Идентификационные данные ПО ИВК

Таблица А.2 - Идентификационные данные ПО АРМ оператора

3. Опробование (п. 6.3 МП)____________________________

(соответствует/не соответствует)

4. Проверка результатов поверки СИ, входящих в состав СИКНС (п. 6.4 МП) Таблица А.З - Сведения о поверке СИ, входящих в состав СИКНС

5 Определение MX (п. 6.5 МП)

Заключение: система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС)

___________к дальнейшей пригодной/не пригодной

Должность лица проводившего поверку: ______________ __________________

(подпись)           (инициалы, фамилия)

10