Методика поверки «Государственная система обеспечения единства измерений Система измерений количества и параметров нефти сырой на участке предварительной подготовки нефти (Винно-Банновское месторождение) АО «Самаранефтегаз» » (MП 16-1045-06-2020)

УТВЕРЖДАЮ

Заместител

«СИБИН

ООО

«

Компания

В.В. Фурсов

2020 г.

Инструкция

Государственная система обеспечения единства измерений Система измерений количества и параметров нефти сырой на участке предварительной подготовки нефти (Виино-Банновское месторождение)

АО «Самаранефтегаз»

Методика поверки

МП 16-1045-06-2020

Самара

2020

ООО ИК «СИБИНТЕК»

Репин Ю.Е.

ООО ИК «СИБИНТЕК»

Настоящая инструкция устанавливает методику первичной поверки до ввода в эксплуатацию и после ремонта, а также методику периодической поверки в процессе эксплуатации системы измерений количества и параметров нефти сырой на участке предварительной подготовки нефти (Винно-Банновское месторождение) АО «Самаранефтегаз» (далее - СИКНС), зав № 228, предназначенную для автоматизированного измерения массового расхода и массы сырой нефти, определения массы нетто сырой нефти при оперативном учете.

При поверке СИКНС на диапазоне, отличном от указанного в таблице 1 данной методики поверки (фактически обеспечивающимся), в свидетельстве о поверке на СИКНС указывается поддиапазон, на котором была произведена поверка СИКНС.

Интервал между поверками - один год.

• 1 ОПЕРАЦИИ ПОВЕРКИ

  Наименование операции1	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 поэлементной поверке применяются средства поверки в соответствии с документами на поверку средств измерений (далее - СИ), входящих в состав СИКНС

• 2.2   При комплектной поверке на месте эксплуатации поверка проводится с применением рабочих эталонов 1-го, 2-го разряда в соответствии с частью 2 Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости, утвержденной приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 07 февраля 2018 г. № 256 (далее - эталон единицы массового расхода жидкости)

• 2.3   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 условия² 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.

Соответствие характеристик измеряемой среды указанным в таблице 2 проверяют по данным паспорта качества сырой нефти, находящейся в измерительных линиях (далее -ИЛ³).

Таблица I - Метрологические характеристики СИКНС

Таблица 2 - Основные технические характеристики СИКНС и измеряемой среды

2

при соблюдении условий поверки СИКНС влияющие факторы отсутствуют ³ ИЛ 1 - рабочая ИЛ;

ИЛ 2 - контрольно-резервная ИЛ.

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.

• 6.1 Проверка комплектности технической документации

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;

• - 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 Проверка идентификационных данных программного обеспечения (далее - ПО) автоматизированного рабочего места оператора - «ОЗНА FLOW» (далее - АРМ) осуществляется в соответствии с руководством пользователя.

• 6.3.2  Проверка идентификационных данных ПО комплекса измерительновычислительного вычислителя УВП-280, мод. УВП-280Б.01 (далее - ИВК) осуществляется в соответствии с руководством по эксплуатации.

• 6.3.3 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.

Таблица 3 - Идентификационные данные ПО

• 6.4 Опробование

• 6.4.1 Проверяют действие и взаимодействие компонентов СИКНС в соответствии с 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

Определение метрологических характеристик СИКНС выполняется посредством проведения комплектной поверки на месте эксплуатации или поэлементной поверки всех СИ, входящих в состав СИКНС.

• 6.5.1 Определение метрологических характеристик при комплектной поверке на месте эксплуатации.

• 6.5.1.1 Проводят проверку наличия действующих знаков поверки и (или) свидетельств о поверке и (или) записи в паспорте (формуляре) на следующие СИ:

• - датчик давления Метран-150, датчик разности давлений (регистрационный номер 32854-09);

• - датчик давления Метран-150, датчик избыточного давления (регистрационный номер 32854-09);

• - термопреобразователь с унифицированным выходным сигналом Метран-2700 (регистрационный номер 38548-08);

• - влагомер сырой нефти ВСН-2, мод. ВСН-2-50-100 (регистрационный номер 24604-12);

• - счетчик нефти турбинный МИГ, исполнение МИГ-32 (регистрационный номер 26776-08);

Выше приведенные СИ на момент проведения поверки СИКНС должны быть поверены в соответствии с документами на поверку, указанными в свидетельствах об утверждении типа (описаниях типа) данных СИ, таблица 5.

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.

• 6.5.1.2 Определение относительной погрешности СИКНС при измерении массы сырой нефти проводят с применением эталона единицы массового расхода жидкости 1 или 2 разряда.

• 6.5.1.2.1 В состав СИКНС входят измерительные каналы (далее - ИК), определение метрологических характеристик которых может осуществляться комплектным способом при проведении поверки СИКНС. Состав и основные метрологические характеристики ИК представлены в таблице 4.

Таблица 4 - Состав и основные метрологические характеристики ИК с комплектным способом поверки

• 1) Пределы допускаемой относительной погрешности ИК массового расхода на ИЛ 1, и ИК массового расхода на ИЛ 2, применяемого в качестве резервного;

• 2) Пределы допускаемой относительной погрешности ИК массового расхода на ИЛ 2, применяемого в качестве контрольного.

• 6.5.1.3 Определение относительной погрешности СИКНС при измерении массы сырой нефти.

• 6.5.1.3.1 Определение относительной погрешности СИКНС при измерении массы сырой нефти проводят с применением эталона единицы массового расхода жидкости 1 или 2 разряда.

Определение относительной погрешности СИКНС при измерении массы сырой нефти проводят с применением эталона единицы массового расхода жидкости 1 или 2 разряда.

Поверка СИКНС проводится в условиях эксплуатации в диапазоне измерений, указанном в описании типа, или фактически обеспечивающимся при поверке.

Для ИК на каждой ИЛ проводят измерения массы сырой нефти в трех точках, равномерно распределенных в диапазоне рабочего расхода. Число измерений в каждой точке не менее трех, при допустимом отклонении установленного массового расхода от контрольных точек ± 3 %.

Относительную погрешность измерений при измерении массы сырой нефти 5М_С, %, определяют по формуле:

6М_с = ^^х100                  (1)

м_э

где М_э - масса сырой нефти, измеренная эталоном единицы массового расхода жидкости 1 или 2 разряда, т;

М_ик - масса сырой нефти, измеренная ИК, т.

• 6.5.1.3.2 Относительная погрешность ИК массового расхода на ИЛ 1 в диапазоне расхода не должна превышать ± 0,25 %, относительная погрешность ИК на ИЛ 2 в точке расхода не должна превышать ± 0,20² %.

• 6.5.2 Определение метрологических характеристик СИ, входящих в состав СИКНС при поэлементной поверке.

• 6.5.2.1 Определение метрологических характеристик СИ, входящих в состав СИКНС, проводят в соответствии с НД, приведенными в таблице 5.

• 6.5.2.2 Определение относительной погрешности массы сырой нефти.

При прямом методе динамических измерений за погрешность измерений массы сырой нефти 8М_С, %, принимают пределы допускаемой относительной погрешности измерений счетчика-расходомера массового Micro Motion, мод. CMF (далее - СРМ).

Относительная погрешность СРМ на ИЛ 1 в диапазоне расхода не должна превышать ± 0,25 %, относительная погрешность СРМ на ИЛ 2 в точке расхода не должна превышать ± 0,20 %.

• 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 методикой измерений «Государственная система обеспечения единства измерений. Масса сырой нефти. Методика измерений системой количества и параметров нефти сырой на участке предварительной подготовки нефти (Винно-Банновское месторождение) АО «Самаранефтегаз» прямым методом динамических измерений» (регистрационный номер по Федеральному реестру методик измерений ФР. 1.29.2020.38333) по формуле

  6М_Н = ±1,1 ■

  

  5М? +

  (2)

СТРАНИЦА 9 ИЗ 14 где <5М_С - пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти ИК (или СРМ³), %;

AV/_B - пределы допускаемой абсолютной погрешности определения массовой доли воды в сырой нефти, %;

W_MB - массовая доля воды в сырой нефти, %;

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

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

рассчитывают по формуле:

W

^VVMB     _пр >

ГСН

где W_0B - 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 AV/_MB,%, при применении влагомера поточного⁴ (далее - ВП) или ВСН-Л-01 определяют по формуле:

ЛИЬ, =                                           (4)

где АРИ_ОВ - пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений объемной доли воды в сырой нефти, принимаемые равными пределам допускаемой абсолютной погрешности ВП, ВСН-Л-01, %.

При измерении объемной доли воды сырой нефти в лаборатории по ФР. 1.29.2016.25448 или ФР. 1.31.2014.17851, пределы допускаемой абсолютной погрешности определения массовой доли воды в сырой нефти AW_MB,% определяют по формуле:

AW

^ПУУМВ ” _ПСТ Л W \ „_аб W >

Ри V.¹ 1ОО/⁺Р^В 100

где AW_BJ] - пределы допускаемой абсолютной погрешности определения объемной доли воды в сырой нефти в лаборатории по ФР. 1.29.2016.25448 или ФР.1.31.2014.17851, %.

При измерении объемной доли воды в лаборатории по ФР.1.31.2014.17851, AW_BJI, %, определяют по формуле:

A_{W =} боИ/Уов                                        (₆)

^вл 100

пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемной доли воды в сырой нефти, принимаемые равными пределам допускаемой относительной погрешности измерений объемной доли воды в сырой нефти в лаборатории по ФР. 1.31.2014.17851, %.

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

_з <⁷> где р_в^а6 - плотность воды при условиях ее измерения в лаборатории, кг/м³;

СТРАНИЦА 10 ИЗ 14 CTL_B(tp), поправочные коэффициенты плотности от температуры, для СТL_B(tлаб) ~ температуры t_p и С_лаб соответственно;

t_p - 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 C7T_B(t) вычисляют по формуле:

CTL_B(t) = 1 - (1,8562 • 10~⁴ + 1,2882 • 10~⁵ • В) • At -

-(4,1151 • 10^_6 - 1,4464 • 10~⁷ ■ В) ■ At² +

Примечание - При проведении расчетов по формулам (7) - (10) за значение t принимают t_p и 1_ла6 соответственно.

И'_с = 0,1-^,                               (12)

Рн

где <р_хс - 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 ДИ^_Г, %, определяют по формуле:

Д%_г = ±^-100,                      (13)

Рн

где Д/_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 AVT_XC,%, вычисляют по формуле:

ДЖ„ = ±0,1-^,                           (14)

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 ±_7К2-,2._О.₅, ₍₁₅₎ где R - предел воспроизводимости методов определения параметров сырой нефти;

г - предел сходимости (повторяемости) методов определения показателей параметров сырой нефти.

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

• 6.5.3.6 Результаты определения пределов относительной погрешности СИКНС при измерении массы нетто сырой нефти считают положительными, если рассчитанные пределы

СТРАНИЦА 11 ИЗ 14 относительной погрешности измерений массы нетто сырой нефти не превышают следующих значений:

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

пределы допускаемой относительной погрешности определения 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:

свыше 80 до 95 %                                               ± 591,28 %.

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:

6.5.4 СИКНС считают прошедшей поверку, если все СИ, входящие в её состав, имеют 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. Пломбирование средств измерений СИКНС проводится в соответствии с МИ 3002.

(рекомендуемое)

Протокол №______

поверки системы измерений количества и параметров нефти сырой на участке предварительной подготовки нефти (Винно-Банновское месторождение) 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 СИКНС при комплектной поверке на месте эксплуатации (п. 6.5.1 МП):

• 5.1.1  Проверка наличия действующих знаков поверки и (или) свидетельств о поверке и (или) записи в паспорте (формуляре) наСИ(п. 6.5.1.1 МП):

  Средство измерений	Регистрационный №	Заводской номер	Номер свидетельства о поверке

5.1.2 Определение относительной погрешности СИКНС при измерении массы сырой нефти проводят с применением эталона единицы массового расхода жидкости (п. 6.5.1.2 МП)

Тип расходомера_______________________________ Эталонная установка_________________;

зав. №                                                      зав. №

Результаты (соответствует/не соответствует)_________________

5.2 Определение метрологических характеристик СИ, входящих в состав СИКНС (при поэлементной поверке) (п. 6.5.2 МП)

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 на участке предварительной подготовки нефти (Винно-Банновское месторождение) АО «Самаранефтегаз» признана (годной/не годной)________к дальнейшей эксплуатации.

Должность лица, проводившего поверку:__

подпись

Дата поверки: «___»_____________20____

¹

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

²

В расчетах, при использовании ИК массового расхода на контрольно-резервной ИЛ в качестве резервного, значение относительной погрешности ИК массового расхода принимают равным ± 0,25 %

³

при поэлементной поверке

⁴

Влагомер сырой нефти ВСН-2, модель ВСН-2-50-100