Методика поверки «Государственная система обеспечения единства измерений Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) ДНС Южно-Орловская АО «Самаранефтегаз» » (MП 16-1045-04-2020)

УТВЕРЖДАЮ

Инструкция Государственная система обеспечения единства измерений Система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) ДНС Южно-Орловская АО «Самаранефтегаз» Методика поверки

МП 16-1045-04-2020

Самара

2020

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) ДНС Южно-Орловская АО «Самаранефтегаз» (далее - СИКНС), зав № 477830, предназначенную для автоматизированного измерения массового расхода и массы сырой нефти, определения массы нетто сырой нефти при оперативном учете.

Интервал между поверками - один год.

• 1 ОПЕРАЦИИ ПОВЕРКИ

  Наименование операции1 2	Номер пункта поверки	Проведение операции при
  		Первичной поверке	Периодической поверке
  Проверка комплектности технической документации	6.1	да	да
  Внешний осмотр	6.2	да	да
  Подтверждение соответствия программного обеспечения	6.3	да	да
  Опробование	6.4	да	да
  Определение метрологических характеристик	6.5	да	да

• 2.1    При поверке применяются средства поверки в соответствии с документами на поверку средств измерений (далее - СИ), входящих в состав СИКНС

• 2.2   Допускается применение других средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик (далее - MX) поверяемых СИ с требуемой точностью.

При проведении поверки соблюдают требования, определяемые:

• - руководством по безопасности «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов», федеральными нормами и правилами 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.

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

• 4.2  Характеристики измеряемой среды при проведении поверки на месте эксплуатации должны соответствовать требованиям, приведенным в таблице 2.

СТРАНИЦА 4 ИЗ 12 Соответствие характеристик измеряемой среды указанным в таблице 2 проверяют по данным паспорта качества сырой нефти, находящейся в измерительных линиях. Таблица 1 - Метрологические и технические характеристики СИКНС и измеряемой среды

Таблица 2 - Основные технические характеристики СИКНС и измеряемой среды

4.3 Возможность проведения поверки отдельных измерительных каналов и (или) отдельных автономных блоков из состава системы для меньшего числа измеряемых величин или на меньшем числе поддиапазонов измерений для системы не предусматривается.

При подготовке к поверке выполняют следующие работы:

• - проверка выполнения условий пункта 2, пункта 3, пункта 4 настоящей инструкции;

• - подготовка к работе СИКНС и средств поверки согласно их эксплуатационных документов;

• - проверка герметичности соединений и узлов гидравлической системы рабочим давлением. ³

• - надписи и обозначения на средствах измерений, входящих в состав СИКНС четкие и соответствуют требованиям технической документации.

• 6.3 Проверка идентификации и защиты программного обеспечения СИКНС.

• 6.3.1  Проверку номера версии и цифрового идентификатора ПО ИВК с идентификационными данными, указанными в описании типа на ИВК, проводят в следующей последовательности:

• - перейти в подменю «System Informatiom» главного меню ИВК;

• - зафиксировать номер версии (FW Version) и контрольную сумму (FW Checksum) ПО контроллера, отображаемые в разделе «Main Program»;

• - сравнить номер версия и контрольную сумму ПО с данными, представленными в таблице 2.

Полученные идентификационные данные ПО ИВК заносят в протокол по форме приложения 1.

• 6.3.2 Результат подтверждения соответствия ПО считается положительным, если полученные идентификационные данные ПО СИКНС (идентификационное наименование ПО, номер версии (идентификационный номер ПО) и цифровой идентификатор ПО) соответствуют идентификационным данным, указанным таблице 3, в противном случае результаты поверки признают отрицательными.

  технологической инструкцией СИКНС, возможность получения отчета.

  • 6.4.2 Проверяют герметичность гидравлической части СИКНС.

  • 6.4.3 На элементах и компонентах СИКНС не должно быть следов протечек сырой нефти.

  6.5 Определение метрологических характеристик

  6.5.1 Определение MX СИ, входящих в состав СИКНС, проводят поэлементным способом в соответствии с НД, приведенными в таблице 4

Таблица 3 - Идентификационные данные ПО

6.4 Опробование

6.4.1 Проверяют действие и взаимодействие компонентов СИКНС в соответствии с

Таблица 4 - СИ и методики их поверки

Показывающие СИ давления и температуры сырой нефти утвержденных типов, поверяются в соответствии с документами на поверку, указанными в свидетельствах об утверждении типа (описаниях типа) данных СИ

• 6.5.2 Определение относительной погрешности измерений массы сырой нефти

При прямом методе динамических измерений за погрешность измерений массы сырой нефти 5М_С, %, принимают пределы допускаемой относительной погрешности измерений счетчика-расходомера массового «ЭМИС-МАСС 260» (далее - СРМ).

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

Значения пределов относительной погрешности измерений массы сырой нефти не должны превышать +0,25%.

• 6.5.3 Определение относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти.

6.5.3.1 Пределы относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти М_н, %, вычисляют в соответствии с ФР. 1.29.2020.37858 по формуле

5М_Н = ±1,1 ■

где <5М_С - пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти, значение которых принимают равными пределам допускаемой относительной погрешности измерений СРМ, %;

ДРИ_МВ - пределы допускаемой абсолютной погрешности определения массовой доли воды в сырой нефти, %;

W_MB - массовая доля воды в сырой нефти, %;

Д W_pr - пределы допускаемой абсолютной погрешности определения массовой доли растворенного газа в сырой нефти, %;

Ж_рг - массовая доля растворенного газа в сырой нефти, %;

ДИ^_С - пределы допускаемой абсолютной погрешности определения массовой доли хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, %;

1У_ХС - массовой доля хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, %;

Д W_Mn - пределы допускаемой абсолютной погрешности определения массовой доли механических примесей в обезвоженной дегазированной нефти, %;

IV_Mn - массовая доля механических примесей в обезвоженной дегазированной нефти, %.

6.5.3.2 Массовую долю воды в сырой нефти при измерении объемной доли воды,

где Wob - объемная доля воды в сырой нефти, %;

рР - плотность пластовой воды в рабочих условиях, кг/м³.

Пределы допускаемой абсолютной погрешности определения массовой доли воды в сырой нефти Д1У_МВ,%, при применении влагомера поточного (далее - ВП) , ВСН-Л-01 определяют по формуле:

СТРАНИЦА 8 ИЗ 12

Плотность пластовой воды в рабочих условиях р^р, кг/м³, вычисляют по формуле:

₃ <⁶⁾

• - плотность воды при условиях ее измерения в лаборатории, кг/м³;

поправочные коэффициенты плотности от температуры, для температуры t_p и t_4a6 соответственно;

• - температура сырой нефти в ИЛ при измерении массы сырой нефти с применением СРМ, °C;

  ^лаб

• -  температура в лаборатории, при которой проводится измерение плотности воды, °C.

Коэффициент CTL_B(t) вычисляют по формуле:

CTL_B(t) = 1 - (1,8562 ■ 1(Г⁴ + 1,2882 • 10^-5 • В) • At --(4,1151 • 10’⁶ - 1,4464 ■ 10"⁷ • В) ■ At² + +(7,1926 ■ 1(Г⁹ + 1,3085 ■ 1О"¹⁰ • В) • At³

где

_D   рй^а6-999,0

7,2     ’

At = t - 15,

Примечание - При проведении расчетов по формулам (6) - (9) за значение t принимают t_p и t_4a6 соответственно.

И'м = 0Д-^,                             (11)

концентрация хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, мг/дм³ (г/м³), определяют в лаборатории по ГОСТ 21534.

• 6.5.3.4 Пределы допускаемой абсолютной погрешности определения массовой доли растворенного газа А%_г, %, определяют по формуле:

A%r = ±^-100,                      (12)

Рн

где ДГ_рг - пределы абсолютной погрешности определения объемной доли растворенного газа при стандартных условиях в единице объема сырой нефти при рабочих условиях по МИ 2575, %.

• 6.5.3.5 Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений массовой доли хлористых солей АИ^_С,%, вычисляют по формуле:

ZW„ = ±0,l-fe                            (13)

Рн

где Д<р_хс - пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений концентрации хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, мг/дм³ (г/м³).

Для доверительной вероятности Р = 0,95 и двух измерений соответствующего параметра сырой нефти (массовой концентрации хлористых солей, массовой доли механических примесей) абсолютную погрешность его измерений вычисляют по формуле _±V«^a-r»o.s,                                ₍₁₄₎

где R - предел воспроизводимости методов определения параметров сырой нефти;

г - предел сходимости (повторяемости) методов определения показателей

параметров сырой нефти.

Значения R иг приведены в ГОСТ 21534 и ГОСТ 6370 соответственно.

Результаты определения пределов относительной погрешности СИКНС при измерении массы нетто сырой нефти считают положительными, если рассчитанные пределы относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти не превышают следующих значений:

пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при измерении объемной доли воды в ней влагомером поточным, в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти:

от 0 % до 5%                                                ±1,43%;

св. 5% до 10%                                                ±1,50%;

св. 10% до 20%                                               ±1,65%;

св. 20 % до 50 %                                                     ± 2,49 %;

св. 50 % до 70 %                                                     ± 5,03 %;

св. 70 % до 85 %                                                    ± 14,95 %;

св. 85 % до 95%                                                     ± 44,81 %.

пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при измерении объёмной доли воды в испытательной (химико-аналитической) лаборатории по ФР.1.29.2016.25448, в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти:

от 0,03 % до 5,0 %                                                    ± 1,29 %;

св. 5,0% до 10%                                               ±1,35%;

св. 10% до 20%                                               ±4,15%;

св. 20% до 40%                                              ±5,51%.

пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при измерении объёмной доли воды в ней в испытательной (химико-аналитической) лаборатории по ФР.1.31.2014.17851, в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти:

св. 40 % до 50 %                                                    ± 37,27 %;

св. 50 % до 70 %                                                    ± 69,62 %;

св. 70 % до 85 %                                                      ±169,17 %;

св. 85 % до 95 %                                                   ± 624,82 %.

пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти при измерении объемной доли воды в ней влагомером сырой нефти лабораторным, в диапазоне объемной доли воды в сырой нефти:

действующие свидетельства о поверке и результаты определения пределов относительной погрешности СИКНС при измерении массы сырой нефти и массы нетто сырой нефти

положительны.

• 7.1 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке СИКНС 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» и протокол поверки.

• 7.2  Результаты поверки СИКНС оформляют протоколом поверки согласно приложению 1 к настоящей методике поверки. Протокол поверки является неотъемлемой частью свидетельства о поверке СИКНС

• 7.3 При отрицательных результатах поверки СИКНС 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».

• 7.4 Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНС в виде оттиска поверительного клейма или наклейки. Пломбировка СИКНС осуществляется с помощью свинцовой (пластмассовой) пломбы и проволоки, продетой через специальные отверстия в крышке электронного блока СРМ со стороны индикатора. Допускается использовать пломбировочную ленту, которая приклеивается на корпус электронного преобразователя СРМ и на крышку электронного преобразователя СРМ со стороны индикатора.

(рекомендуемое)

Протокол №______

поверки системы измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) ДНС Южно-Орловская АО «Самаранефтегаз», номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений___________

Заводской номер СИКНС:

Методика поверки:

Диапазон массового расхода, т/ч:

Условия проведения поверки:

• - температура окружающего воздуха, °C:

• - относительная влажность окружающего воздуха, %:

• - атмосферное давление, кПа:

Поверочная среда:

Основные средства поверки:

Результаты поверки:

• 1. Проверка комплектности технической документации (п. 6.1 МП) (соответсвует/несоответствует):_________________

• 2. Внешний осмотр (п.6.2 МП)

Результаты внешнего осмотра СИКНС (соответствует/не соответствует):________________

• 3. Подтверждение идентификации и защиты программного обеспечения (ПО) СИКНС (п. 6.3 МП)

  Идентификационные данные	Значение, полученное во время поверки СИКНС	Значение, указанное в описании типа СИКНС
  Идентификационное наименование ПО
  Номер версии (идентификационный номер ПО)
  Цифровой идентификатор ПО
  Другие идентификационные данные

Результаты проверки идентификации и защиты ПО СИКНС (соответствует/не соответствует):________________

• 4. Опробование (п. 6.4 МП) (соответствует/не соответствует)_________________

• 5. Определение метрологических характеристик (MX) СИКНС (п. 6.5)

5.1 Определение метрологических характеристик СИ, входящих в состав СИКНС (п. 6.5.1 МП)

Результаты (соответствует/не соответствует)_________________

• 5.2 Определение метрологических характеристик СИКНС (п. 6.5.2 МП)

Относительная погрешность измерения массы сырой нефти СРМ, установленного на рабочей линии, не превышает:________

Относительная погрешность измерения массы сырой нефти СРМ, установленного на контрольно-резервной линии, не превышает:________

Результаты (соответствует/не соответствует)_________________

• 5.3 Определение относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти (п. 6.5.3 МП)

Результаты (соответствует/не соответствует)_________________

Заключение: система измерений количества и параметров нефти сырой (СИКНС) ДНС Южно-Орловская АО «Самаранефтегаз» признана (годной/не годной)________к дальнейшей эксплуатации.

Должность лица, проводившего поверку:__

ДОЛЖНОСТЬ                 подпись

Дата поверки: «___»_____________20____

¹

при получении отрицательных результатов поверки по какому-либо пункту методики поверки поверку

²

СИКНС прекращают

³

ПРОВЕДЕНИЕ ПОВЕРКИ

• 6.1 Проверка комплектности технической документации

• 6.1.1 Проверяют наличие эксплуатационной документации на СИКНС, а также на СИ, входящие в состав СИКНС.

• 6.2 Внешний осмотр

При внешнем осмотре устанавливают соответствие СИКНС следующим требованиям:

• - комплектность соответствует указанной в технической документации;

• - отсутствуют механические повреждения и дефекты, препятствующие применению;