Методика поверки «Государственная система обеспечения единства измерений СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПАРАМЕТРОВ НЕФТЕГАЗОВОДЯНОЙ СМЕСИ НА УПСВ «БОГАТЫРЕВСКАЯ» АО «САМАРАНЕФТЕГАЗ»» (МП 20-01653-21-2021)

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПАРАМЕТРОВ НЕФТЕГАЗОВОДЯНОЙ СМЕСИ НА УПСВ «БОГАТЫРЕВСКАЯ» АО «САМАРАНЕФТЕГАЗ»

Методика поверки

МП 20-01653-21-2021

Самара

2021

ООО ИК «СИБИНТЕК»

Репин Ю.Е.

ООО ИК «СИБИНТЕК»

1 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

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 нефтегазоводяной смеси на УПСВ «Богатыревская» АО «Самаранефтегаз» (далее - СИКНС), зав № 406628, предназначенную для автоматизированного измерения массового расхода и массы нефтегазоводяной смеси, определения массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси.

Если очередной срок поверки средств измерений (далее - СИ) из состава СИКНС наступает до очередного срока поверки СИКНС, поверяется только это СИ, при этом поверку СИКНС не проводят.

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.

Настоящая методика поверки обеспечивает прослеживаемость поверяемых СИ, входящих в состав СИКГ, к следующим государственным первичным эталонам:

• -  государственному первичному специальному эталону единиц массы и объема жидкости в потоке, массового и объемного расходов жидкости (ГЭТ 63-2017), согласно государственной поверочной схеме для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости, утвержденной приказом Росстандарта от 07.02.2018 №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»;

• - государственному первичному эталону единицы давления в диапазоне от 10 до 1 600 МПа и эффективной площади поршневых пар грузопоршневых манометров в диапазоне от 0,0,5 до 1 см² (ГЭТ 43-2013) и государственному первичному эталону единицы давления - паскаля (ГЭТ 23-2010), согласно государственной поверочной схеме для средств измерений избыточного давления до 4 000 МПа, утвержденной приказом Росстандарта от 29.06.2018 № 1339 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений избыточного давления до 4 000 МПа»;

• - государственному первичному эталону единицы температуры ГЭТ 34-2020, согласно ГОСТ Р 8.558-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений. Государственная поверочная схема для средств измерений температуры»;

• - государственному первичному специальному эталону единицы объемного

влагосодержания         нефти        и        нефтепродуктов        ГЭТ 87-2011,

согласно ГОСТ Р 8.614-2013 «Государственная система обеспечения единства измерений. Государственная поверочная схема для средств измерений объемного влагосодержания нефти и нефтепродуктов»;

• - государственному первичному эталону единицы электрического напряжения ГЭТ 13-01, согласно ГОСТ Р 8.027-2001 «Государственная система обеспечения единства измерений. Государственная поверочная схема для средств измерений постоянного электрического напряжения и электродвижущей силы»;

• - государственному первичному эталону единицы силы постоянного электрического тока ГЭТ 4-91, согласно государственной поверочной схеме для средств измерений силы постоянного тока в диапазоне от 1x10-16 до 100 А, утвержденной приказом Росстандарта от 01.10.2018 №2091 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений силы постоянного тока в диапазоне от 1 *10-16 до 100 А»;

• - государственному первичному эталону единицы электрического сопротивления ГЭТ 14-2014, согласно государственной поверочной схеме для средств измерений электрического сопротивления постоянного и переменного тока, утвержденной приказом Росстандарта от 30.12.2019 №3456 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений электрического сопротивления постоянного и переменного тока»;

- государственному первичному эталону единиц времени, частоты и национальной шкалы времени ГЭТ 1-2018, согласно государственной поверочной схеме для средств измерений времени и частоты, утвержденной приказом Госстандарта от 31.07.2018 № 1621 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений времени и частоты».

2 ПЕРЕЧЕНЬ ОПЕРАЦИЙ ПОВЕРКИ СИКНС

При проведении поверки выполняют операции, приведенные в таблице 1

Таблица 1 - операции поверки

Поверку СИКНС прекращают при получении отрицательных результатов при

проведении той или иной операции.

3 ТРЕБОВАНИЯ К УСЛОВИЯМ ПРОВЕДЕНИЯ ПОВЕРКИ

• 3.1    При проведении поверки соблюдают условия ¹¹ в соответствии с требованиями нормативных документов (далее - НД) на методики поверки СИ, входящих в состав СИКНС.

• 3.2   Характеристики СИКНС и параметров измеряемой среды при проведении поверки на месте эксплуатации должны соответствовать требованиям, приведенным в таблице 2.

• 3.3   Соответствие характеристик измеряемой среды указанным в таблице 2 проверяют по данным паспорта качества нефтегазоводяной смеси, находящейся в измерительных линиях.

  

  при соблюдении условий поверки СИКНС влияющие факторы отсутствуют

Таблица 2 - Основные технические характеристики СИКНС и измеряемой среды

4 МЕТРОЛОГИЧЕСКИЕ И ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ К СРЕДСТВАМ ПОВЕРКИ

• 4.1 При поэлементной поверке применяются средства поверки в соответствии с документами на поверку СИ, входящих в состав СИКНС.

4.2 Средства поверки СИ, входящих в состав СИКНС, должны соответствовать требованиям НД, представленным в таблице 3.

Таблица 3 - СИ и методики их поверки

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

5 ТРЕБОВАНИЯ (УСЛОВИЯ) ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ БЕЗОПАСНОСТИ ПРОВЕДЕНИЯ ПОВЕРКИ

При проведении поверки соблюдают требования, определяемые:

• - руководство по безопасности «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов», федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», а также другими действующими НД;

• - правилами безопасности при эксплуатации используемых СИ, приведенными в их эксплуатационной документации;

• - правилами технической эксплуатации электроустановок;

-правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей.

6 ВНЕШНИЙ ОСМОТР СИКНС

При внешнем осмотре устанавливают соответствие СИКНС следующим требованиям: -комплектность соответствует указанной в эксплуатационной документации;

-в результате внешнего осмотра составных частей СИКНС должно быть подтверждено отсутствие механических повреждений и видимых дефектов¹, которые способны оказать влияние на безопасность проведения поверки или результаты поверки;

-надписи и обозначения на средствах измерений, входящих в состав СИКНС четкие и соответствуют требованиям эксплуатационной документации;

-требованиям по защите СИ, входящих в состав СИКНС, от несанкционированного вмешательства согласно описанию типа СИ

Результаты операции поверки считают положительными если установлено соответствие СИКНС всем требованиям, перечисленным выше.

7 ПОДГОТОВКА К ПОВЕРКЕ И ОПРОБОВАНИЕ СИКНС

• 7.1 При подготовке к поверке выполняют следующие работы:

-проверка выполнения условий пункта 3, пункта 4, пункта 5 и пункта 6 настоящей инструкции;

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

-проверяют комплектность технической документации:

• •  руководства по эксплуатации СИКНС;

• •  паспорта (формуляра) на СИКНС;

• •  паспортов (формуляров) на СИ, входящих в состав СИКНС;

• •  свидетельств о поверке СИ, входящих в состав СИКНС в соответствии с НД действующими на момент поверки;

• •  методика поверки СИКНС.

• 7.2 Опробование

  • 7.2.1 Проверяют действие и взаимодействие компонентов СИКНС в соответствии с технологической инструкцией на СИКНС, возможность получения отчета.

7.2.2.Проверяют герметичность гидравлической части СИКНС.

• 7.2.3 На элементах и компонентах СИКНС не должно быть следов протечек нефтегазоводяной смеси.

Результаты операции поверки считаются положительными, если действие и взаимодействие компонентов СИКНС осуществляется в соответствии с технологической инструкцией на СИКНС, подтверждена возможность получения отчета, подтверждена герметичность гидравлической части СИКНС и на элементах и компонентах СИКНС не должно быть следов протечек нефтегазоводяной смеси

8 ПРОВЕРКА ПРОГРАММНОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ СИКНС

• 8.1  Проверка идентификационных данных ПО комплекса измерительновычислительного расхода и количества жидкостей и газов «АБАК+» (далее - ИВК) осуществляется в соответствии с руководством по эксплуатации.

• 8.2 Фиксируют идентификационные данные ПО, установленного в ИВК, отражаемые на дисплее ИВК при нажатии на кнопку «Информация», расположенную на лицевой панели ИВК, или полученные с помощью конфигурационного ПО.

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

• 8.3 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 4, в противном случае результаты поверки признают отрицательными

Таблица 4 - Идентификационные данные ПО СИКНС

9 ОПРЕДЕЛЕНИЕ МЕТРОЛОГИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК СИКНС

• 9.1 Определение MX СИ, входящих в состав СИКНС, проводят поэлементным способом в соответствии с НД, приведенными в таблице 3.

Показывающие СИ давления и температуры утвержденных типов, поверяются в соответствии с документами на поверку, указанными в свидетельствах (сертификатах) об утверждении типа.

Результат определения MX СИ считают положительным если все СИ, входящие в состав СИКНС, имеют действующий знак поверки и (или) свидетельство (сертификат) о поверке, и (или) запись в паспорте (формуляре) СИ, заверенную подписью поверителя и знаком поверки.

10 ПОДТВЕРЖДЕНИЕ СООТВЕТСТВИЯ СИКНС МЕТРОЛОГИЧЕСКИМ ТРЕБОВАНИЯМ

• 10.1 Определение относительной погрешности измерений массы нефтегазоводяной смеси.

При прямом методе динамических измерений за погрешность измерений массы нефтегазоводяной смеси, SMc, %, принимают пределы допускаемой относительной погрешности измерений счетчика-расходомера массового кориолисового «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 нефтегазоводяной смеси не должны превышать ±0,25%.

• 10.2 Определение относительной погрешности измерений массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси.

  • 10.2.1 Пределы относительной погрешности измерений массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси 6_Мн, %, вычисляют в соответствии с методикой измерений «Государственная система обеспечения единства измерений. Масса нефтегазоводяной смеси. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на УПСВ «Богатырёвская» АО «Самаранефтегаз» (регистрационный номер по Федеральному реестру методик измерений ФР. 1.29.2021.40401) по формуле:

    ^бм_н -

    где 6_Мс -4W_cr² -

    W ³  -

    **сг

    aw_pr -w_pr -

    aw_B -

    w_B -

    aw_xc -

±U 6*

A

пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефтегазоводяной смеси, измеренной СРМ, %;

пределы допускаемой абсолютная погрешность определения массовой доли свободного газа в нефтегазоводяной смеси, %;

массовая доля остаточного свободного газа в нефтегазоводяной смеси, %;

пределы допускаемой абсолютной погрешности определения массовой доли растворенного газа в нефтегазоводяной смеси, %; массовая доля растворенного газа в нефтегазоводяной смеси, %;

пределы допускаемой абсолютной погрешности определения массовой доли воды в нефтегазоводяной смеси, %;

массовая доля воды в нефтегазоводяной смеси, %;

пределы допускаемой абсолютной погрешности определения массовой доли хлористых солей в обезвоженной дегазированной

где

_D Рв^аб—999,0

о — --------»

7,2

At = t — 15,                                      (8)

Примечание - При проведении расчетов по формулам (5) - (8) за значение t принимают t_p и ^_аб соответственно.

Массовую долю воды в нефтегазоводяной смеси W_B, %, при измерении объемной доли воды с помощью влагомера поточного (далее - ВП), или в лаборатории по ФР. 1.29.2016.25448, ФР. 1.31.2014.17851 или ВСН-Л (в зависимости от выбранного метода измерений), рассчитывают по формуле:

W_B =                                       (9)

^Рн 3

где р_в - плотность пластовой воды, кг/м , приведенная к рабочим условиям при давлении и температуре в ИЛ.

• 10.2.3 Пределы допускаемой абсолютной погрешности определения массовой доли воды в нефтегазоводяной смеси AW_B,%, при применении ВП определяют по формуле:

AW_B = ±^^,                           (10)

Рн

где Д<Ров - пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси, принимаемые равными пределам допускаемой абсолютной погрешности ВП , %.

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

AW =----------

^в   (1-—Ур?+—-p£^a6’

к 100/ ^КН 100 ^КВ

пределы допускаемой абсолютной погрешности определения объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси в лаборатории по ФР.1.29.2016.25448, %.

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

Дфзл =                                            (12)

где 6_0в  - пределы допускаемой  относительной  погрешности  измерений

объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси, принимаемые равными пределам допускаемой  относительной погрешности измерений

объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси в лаборатории по ФР.1.31.2014.17851, %.

• 10.2.4 Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений массовой доли хлористых солей AW_XC, %, вычисляют по формуле:

AW_xc = ±0,l-^,                             (13)

Рн

пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений концентрации хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефтегазоводяной смеси, мг/дм³ (г/м³).

Массовую долю хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефтегазоводяной смеси W_xc, %, вычисляют по формуле:

W_xc = 0,1                                      (14)

Рн

• - концентрация хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефтегазоводяной смеси, мг/дм³ (г/м³), определяют в лаборатории по ГОСТ 21534;

  Для

  параметра

• - плотность обезвоженной дегазированной нефтегазоводяной смеси, приведённая к стандартным условиям, кг/м³, определяемая в лаборатории по ГОСТ 3900 или по Р 50.2.075.

доверительной вероятности Р = 0,95 и двух измерений соответствующего нефтегазоводяной смеси (массовой концентрации хлористых солей, массовой

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

• 10.2.5 Результаты определения пределов относительной погрешности СИКНС при измерении массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси считают положительными, если рассчитанные пределы относительной погрешности измерений массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси не превышают следующих значений:

пределы допускаемой относительной погрешности определения массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси при измерении объемной доли воды в ней влагомером поточным, в диапазоне объемной доли воды:

от 0 % до 5 %                                                   ±1,38 %;

свыше 5 % до 15 %                                               ±1,54 %;

свыше 15 % до 35 %                                                 ± 2,00 %;

свыше 35 % до 55 %                                              ±3,58 %;

свыше 55 % до 65 %                                               ± 4,60 %;

свыше 65 % до 70 %                                              ±5,36 %;

свыше 70 % до 85 %                                              ± 16,07 %;

свыше 85 % до 95 %                                              ± 48,20 %.

пределы допускаемой относительной погрешности измерений нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси при измерении объёмной доли воды в испытательной (химикоаналитической) лаборатории по ФР. 1.29.2016.25448, в диапазоне объемной доли воды:

от 0,03 % до 5,00 %                                                     ± 1,20 %;

свыше 5 % до 15 %                                                ±4,14 %;

свыше 15 % до 35 %                                              ±5,41 %;

свыше 35 % до 40 %                                               ± 5,87 %.

пределы допускаемой относительной погрешности измерений нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси при измерении объёмной доли воды в испытательной (химикоаналитической) лаборатории по ФР. 1.31.2014.17851, в диапазоне объемной доли воды:

свыше 40 % до 55 %                                            ±39,13 %;

свыше 55 % до 65 %                                              ± 59,51 %;

свыше 65 % до 70 %                                              ± 74,81 %.

пределы допускаемой относительной погрешности определения нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси при измерении объемной доли воды в ней влагомером сырой нефти лабораторным, не более, в диапазоне объемной доли воды в нефти:

от 0,1% до 5,0%                                               ±0,44%;

свыше 5 % до 15 %                                                ± 0,80 %;

свыше 15 % до 35 %                                               ± 1,03 %;

свыше 35 % до 55 %                                              ±1,81 %;

свыше 55 % до 65 %                                                 ± 2,31 %;

свыше 65 % до 70 %                                              ± 2,69 %;

свыше 70 % до 85 %                                               ± 6,43 %;

свыше 85 % до 95 %                                              ± 12,86 %.

103 Результат операции поверки СИКНС считают положительным, если результаты определения пределов относительной погрешности СИКНС при измерении массы нефтегазоводяной смеси и массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси положительны.

11   ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ПОВЕРКИ

• 11.1 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке СИКНС в соответствии с требованиями к содержанию свидетельства о поверке, утвержденными Приказом Минпромторга России от 31 июля 2020 № 2510 «Об утверждении порядка проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».

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

• 11.3 При отрицательных результатах поверки СИКНС выдают извещение о непригодности ⁵ к применению СИКНС.

• 11.4 Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНС в виде оттиска поверительного клейма или наклейки. Пломбировка СИКНС не предусмотрена.

(рекомендуемое)

Протокол №______

поверки системы измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на УПСВ «Богатыревская» 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:

Поверочная среда:

Основные средства поверки:

Результаты поверки:

• 1. Внешний осмотр (п.6 МП)

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

• 2. Опробование (п.п. 7.2 МП) (соответствует/не соответствует)_________________

• 3. Подтверждение идентификации и защиты программного обеспечения (ПО) СИКНС (п. 8 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. Определение метрологических характеристик СИКНС (п. 9 МП)

4.1 Определение метрологических характеристик СИ, входящих в состав СИКНС

Результаты (соответствует/не соответствует)_________________

5. Подтверждение метрологических характеристик СИКНС (п. 10 МП)

• 5.1 Относительная погрешность измерения массы нефтегазоводяной смеси СРМ, установленного на рабочей линии, не превышает:________

Относительная погрешность измерения массы в составе нефтегазоводяной смеси СРМ, установленного на контрольно-резервной линии, не

превышает:________

Результаты (соответствует/не соответствует)_________________

• 5.2 Определение относительной погрешности измерений массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси

Результаты (соответствует/не соответствует)_________________

Заключение: система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси на УПСВ «Богаты ре вс кая» АО «Самаранефтегаз» признана

(годной/не годной)________к дальнейшей эксплуатации.

Должность лица, проводившего поверку:__

Дата поверки: «___»_____________20____

¹

при обнаружении дефектов, необходимо принять решение о прекращении поверки (до устранения обнаруженных дефектов) или о возможности проведения дальнейшей поверки

²

так как свободный газ отсутствует, то ДИ/_СГ при расчетах не учитывают

³

так как свободный газ отсутствует, то W_cr=0

⁴

воспроизводимость метода определения концентрации хлористых солей по ГОСТ 21534 принимают равной удвоенному значению сходимости г.

⁵

часть 4 статьи 13 Федерального закона от 26.06.2008 № 102-ФЗ (ред. от 08.12.2020) «Об обеспечении единства измерений».