Инструкция «ГСИ. Установки измерительные групповые автоматизированные «АГЗУ-ПЕРЕСВЕТ»» (НА.ГНМЦ.0320-19 МП)

АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «НЕФТЕАВТОМАТИКА»

ОБОСОБЛЕННОЕ ПОДРАЗДЕЛЕНИЕ ГОЛОВНОЙ НАУЧНЫЙ МЕТРОЛОГИЧЕСКИЙ ЦЕНТР АО «НЕФТЕАВТОМАТИКА» в г. Казань

УТВЕРЖДАЮ

Директор ОП ГНМЦ дп «Нефтеавтоматика»

у М.С. Немиров О) 2019 г.

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Установки измерительные групповые автоматизированные

«АГЗУ-ПЕРЕСВЕТ»

Методика поверки

НА.ГНМЦ.0320-19 МП г. Казань

2019 г.

Обособленным подразделением Головной научный метрологический центр АО «Нефтеавтоматика» в г. Казань

(ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика»)

Аттестат аккредитации № RA.RU.311366

Ибрагимов Р.Р. - к.т.н., Алексеев С.В. - к.т.н., Газизов Э.Г. - к.т.н.

СОДЕРЖАНИЕ

• 1 Операции поверки

• 2 Средства поверки

• 3 Требования безопасности

• 4 Условия поверки

• 5 Подготовка к поверке

• 6 Проведение поверки

• 7 Оформление результатов поверки

• 8 Перечень используемых нормативных документов

ПРИЛОЖЕНИЕ А. Схемы подключения поверяемой установки при поверке

ПРИЛОЖЕНИЕ Б. Форма протокола поверки

Настоящая инструкция распространяется на установки измерительные групповые автоматизированные «АГЗУ-ПЕРЕСВЕТ» (далее - установка) предназначенные для измерения массы и массового расхода жидкой фазы нефтегазоводяной смеси, массы и массового расхода жидкой фазы нефтегазоводяной смеси без учета пластовой воды, объема и объемного расхода попутного нефтяного газа приведенного к стандартным условиям, и устанавливает методику и средства их первичной и периодической поверок.

Поверка установки производится проливным способом в лабораторных условиях или на месте эксплуатации или поэлементной поверкой средств измерений входящих в состав установки.

Межповерочный интервал установки: четыре года.

При проведении поверки выполняют операции приведенные в таблице 1.

Таблица 1

• 2.1 При проведении поверки установки проливным способом применяются следующие средства поверки:

- эталон стационарный газожидкостных смесей 1-го или 2-го разряда по ГОСТ 8.637 с диапазоном воспроизводимого массового расхода газожидкостной смеси, соответствующим рабочему диапазону поверяемой установки, с относительной погрешностью измерения массового расхода жидкой смеси от 0,5 до 1,0 %, с диапазоном воспроизводимого объемного расхода газа (воздуха), приведенного к стандартным условиям, соответствующим рабочему диапазону поверяемой установки, с относительной погрешностью измерения объемного расхода газа (воздуха) до 1,5 %.

• - эталон мобильный газожидкостных смесей 2-го разряда по ГОСТ 8.637 с диапазоном измеряемого массового расхода газожидкостной смеси, соответствующим рабочему диапазону поверяемой установки, с относительной погрешностью измерения массового расхода жидкой смеси не более 1,5 %, с диапазоном измеряемого объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям, соответствующим рабочему диапазону поверяемой установки, с относительной погрешностью измерения объемного расхода газа (воздуха) не более 3 %.

• 2.2 При проведении поверки поэлементным способом применяются эталоны, вспомогательные средства измерений и средства поверки в соответствии с документами на поверку средств измерений из состава измерительной установки «АГЗУ-ПЕРЕСВЕТ».

При проведении поверки соблюдают следующие требования:

• - соблюдают правила безопасности при эксплуатации используемых средств измерений (далее - СИ), установленные в эксплуатационной документации;

• - электрооборудование и вторичную аппаратуру заземляют в соответствии с требованиями ГОСТ Р 50571.5.54-2013;

• - соблюдают требования безопасности к монтируемым комплектным устройствам согласно ГОСТ 12.2.007.0;

• - в целях исключения загрязнения окружающей среды вредными и взрывоопасными веществами место проведения поверки должно соответствовать ГОСТ 12.1.005, ГОСТ 12.1.007 и ГОСТ Р 12.3.047. Не допускают вредных выбросов и выделений в окружающую среду;

• - лица, выполняющие работы в помещении, должны соблюдать требования охраны труда и пожарной безопасности, установленные в ГОСТ 12.0.004, ГОСТ 12.1.004, ГОСТ Р 12.3.047 и Федеральном законе Российской Федерации от 22.07.2008 г. № 123-ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности», а так же требования внутренних нормативных документов и должны быть обеспечены средствами индивидуальной защиты;

• - содержание вредных веществ в воздухе рабочей зоны не должно превышать уровня предельно допустимых концентраций (ПДК), установленных в ГОСТ 12.1.005;

• - необходимо соблюдать требования безопасности при работе с нефтью в соответствии с ГОСТ 12.2.007.0;

• - площадку, где установлена установка, содержат в чистоте, без следов нефти и оборудуют первичными средствами пожаротушения;

• - при работе во взрывоопасной зоне в темное время суток необходимо применять светильники во взрывозащищенном исполнении (напряжение источника питания - не более 12 В).

• 4.1 При проведении поверки установки соблюдают следующие условия:

Таблица 2

• - поверка установки должна проводиться организацией, аккредитованной в установленном порядке.

• - поверку установки должен выполнять поверитель, изучивший технологическую схему и принцип работы установки.

При подготовке к поверке проводят работы в соответствии с руководством по эксплуатации установки. На поверку представляют установки после проведения настройки и градуировки.

• 5.1 Подготовке к поверке в условиях лаборатории

Производят подключение поверяемой установки к стационарному эталону 1-го или 2-го разряда через гибкие соединения в соответствии со схемой на рисунке А1, Приложение А. Производят заземление установки и подключают к установке электропитание.

• 5.2 Подготовка к поверке в условиях эксплуатации

Производят подключение поверяемой установки к мобильному эталону 2-го или разряда через жесткие шарнирные соединения в соответствии со схемой на рисунке А2, Приложение А. Производят заземление мобильного эталона и подключают электропитание.

• 6.1 Проверка комплектности технической документации

Проверяют наличие действующих свидетельств о поверке СИ, входящих в состав установки. При выявлении не поверенных СИ, поверку установки продолжают только после проведения поверки выявленных СИ.

• 6.2 Внешний осмотр

  • 6.2.1 При внешнем осмотре устанавливают:

• - отсутствие механических повреждений и дефектов, не позволяющих провести поверку;

• - соответствие комплектности установки эксплуатационной документации;

• - читаемость надписей и обозначений, их соответствие требованиям эксплуатационной документации.

• 6.3 Проверка идентификационных данных программного обеспечения «AGZU-PERESVET» (далее - ПО «AGZU-PERESVET»).

  • 6.3.1 В главном меню программы на панели оператора активируют кнопку «Наладка системы», далее выбирают «О программе».

В открывшемся на панели окне должны отобразиться идентификационные данные ПО «AGZU-PERESVET»: наименование, номер версии и цифровой идентификатор (контрольная сумма).

• 6.3.2 Если считанные идентификационные данные ПО «AGZU-PERESVET»: наименование, номер версии и цифровой идентификатор (контрольная сумма); и идентификационные данные указанные в описании типа установки идентичны, то делают вывод о подтверждении соответствия идентификационных данных ПО «AGZU-PERESVET». В противном случае результаты поверки признают отрицательными.

• 6.4 Опробование.

  • 6.4.1 Опробование установки на стационарном эталоне 1-го или 2-го разряда

    • 6.4.1.1 Опробование установки проводят путем изменения параметров потока и качественной оценки реакции на такое изменение.

    • 6.4.1.2 Результаты опробования считают удовлетворительными, если при увеличении (уменьшении) значения параметров потока, соответствующим образом изменялись показания установки.

  • 6.4.2 Опробование установки на мобильном эталоне 2-го разряда:

    • 6.4.2.1 Опробование установки проводят путем подачи газожидкостного потока и качественной оценки реакции на такое изменение.

    • 6.4.2.2 Результаты опробования считают удовлетворительными, если при подаче газожидкостного потока и запуска цикла измерений на установке, соответствующим образом изменялись показания установки.

• 6.5 Определение MX установки.

Определение MX установки осуществляется одним из способов:

• - проливным способом в лабораторных условиях;

• - проливным способом на месте эксплуатации;

• - поэлементным способом.

• 6.5.1 Определение MX установки в лабораторных условиях

• 6.5.1.1 Определение допускаемой относительной погрешности при измерении массы и массового расхода жидкой фазы нефтегазоводяной смеси, массы и массового расхода жидкой фазы нефтегазоводяной смеси без учета пластовой воды, объема нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, осуществляется сличением со стационарным эталоном 1-го или 2-го разряда в испытательной лаборатории.

Допускаемую относительную погрешность при измерении каждой измеряемой величины определяют сравнением значений каждой измеряемой величины, измеренной установкой, со значениями соответствующей величины, измеренной эталоном, используя в качестве измеряемой среды газожидкостную смесь, состоящую из имитатора нефти (далее - нефть), пластовой воды (имитатора пластовой воды, далее - вода) и воздуха (имитатора газа, далее - газ).

Для поверки установки на эталоне создается газожидкостный поток с комбинацией из трех расходов смеси нефти и воды (О_ж1, Ож2, О_жз) в трех различных объемных долях воды (10 %, 70 %, 95 %) и трех расходов газа (Q_ri, Qr2. О_гз)- Расходы нефти и воды соответствуют минимальному, среднему и максимальному расходам, воспроизводимым на эталоне.

Определение относительных погрешностей измерений массы и массового расхода жидкой фазы нефтегазоводяной смеси, массы и массового расхода жидкой фазы нефтегазоводяной смеси без учета пластовой воды, объема и объемного расхода попутного нефтяного газа в составе нефтегазоводяной смеси, приведенных к стандартным условиям, производится одновременно в каждой точке, соответствующей определенному расходу нефтегазоводяной смеси с соответствующим соотношением компонентов. В каждой точке проводят три измерения.

• 6.5.2 Определение MX установки в условиях эксплуатации установки

• 6.5.2.1 Определение допускаемой относительной погрешности при измерении массы и массового расхода жидкой фазы нефтегазоводяной смеси, массы и массового расхода жидкой фазы нефтегазоводяной смеси без учета пластовой воды, объема и объемного расхода попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, осуществляется сличением с мобильным эталоном 2-го разряда непосредственно на нефтедобывающей скважине (скважинах).

Сличение производят проведением последовательных измерений поверяемой установкой и мобильным эталоном в следующей последовательности:

• - производят подачу измеряемой среды в поверяемую установку;

• - производят измерение поверяемой установкой;

• - производят подачу измеряемой среды в мобильный эталон;

• - производят измерение мобильным эталоном.

Далее в указанной последовательности производят последующие измерения

Допускаемую относительную погрешность при измерении каждого параметра определяют сравнением значений каждого параметра, измеренного установкой, со значениями соответствующего параметра, измеренного эталоном, используя в качестве измеряемой среды продукцию нефтедобывающих скважин.

Для поверки установки обеспечивают расход потока нефтегазоводяной смеси (продукции нефтедобывающих скважин) через установку и эталон. Для обеспечения потока жидкости из всех подключенных к установке скважин выбираются 3 скважины с минимальным, средним и максимальным расходом газожидкостной смеси которые соответствуют О_ж1, О_ж2, О_жз. Если количество подключенных установке скважин составляет 3 и менее, то поверка осуществляется на каждой скважине.

Определение относительных погрешностей измерений массы и массового расхода жидкой фазы нефтегазоводяной смеси, массы и массового расхода жидкой фазы нефтегазоводяной смеси без учета пластовой воды, объема и объемного расхода попутного нефтяного газа в составе нефтегазоводяной смеси, приведенных к стандартным условиям, производится в каждой точке соответствующей определенному расходу газожидкостной. В каждой точке проводят три измерения.

• 6.5.3 Определение MX установки поэлементным способом, осуществляется путем определения MX СИ, входящих в состав установки, в соответствии с методиками поверки, указанными в описании типа данных СИ.

• 6.6 Обработка результатов

  • 6.6.1 Обработка результатов измерений при поверке проливным способом.

    • 6.6.1.1 Относительную погрешность i-ro измерения массы и массового расхода жидкой фазы нефтегазоводяной смеси, %, в j-ой точке определяют по формулам

      

(1)

где, i = 1 ...3;

М_жц - масса жидкой фазы нефтегазоводяной смеси, измеренная установкой, т;

М_жц - масса жидкой фазы нефтегазоводяной смеси, измеренная эталоном, т;

Qxij - массовый расход жидкой фазы нефтегазоводяной смеси, измеренный установкой, т/ч;

Q«ij ~ массовый расход жидкой фазы нефтегазоводяной смеси, измеренный эталоном, т/ч;

Значение относительной погрешности измерений массы и массового расхода жидкой фазы нефтегазоводяной смеси, при каждом измерении, не должно превышать ± 2,5 %.

• 6.6.1.2 Относительную погрешность i-ro измерения массы и массового расхода жидкой фазы нефтегазоводяной смеси без учета воды, %, в j-ой точке определяют по формулам

  

(3)

где, i = 1... 3;

M_Hij - масса жидкой фазы нефтегазоводяной смеси без учета воды, измеренная установкой, т;

М„ц - масса жидкой фазы нефтегазоводяной смеси без учета воды, измеренная эталоном, т;

Q_Hij - массовый расход жидкой фазы нефтегазоводяной смеси без учета воды, измеренный установкой, т/ч;

Qhij - массовый расход жидкой фазы нефтегазоводяной смеси без учета воды, измеренный эталоном, т/ч.

Значение относительной погрешности измерений массы и массового расхода жидкой фазы нефтегазоводяной смеси без учета воды при каждом измерении не должно превышать:

• - при объемной доле воды в смеси до 70% вкл.                       ± 6%;

• - при объемной доле воды в смеси свыше 70% до 95% вкл.           ± 15 %;

• - при объемной доле воды в смеси свыше 95 %                согласно

методике измерений

• 6.6.1.3 Допускаемую относительную погрешность i-ro измерения объема и

объемного расхода попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным услови

ям, %, в j-ой точке определяют по формулам V — V³.

= _v • 100

rij _ Qrij ~ Qrij

^Qrij лэ ' loo

^rij

V_rij - объем газа, приведенный к стандартным условиям, измеренный установкой, м³;

У³ц - объем газа, приведенный к стандартным условиям, измеренный эталоном, м³;

Q_rij - объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям, измеренный установкой, м³/ч;

Q³ij - объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям, измеренный эталоном, м³/ч.

Значение относительной погрешности измерения объема и объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям, при каждом измерении не должно превышать ± 5 %.

• 6.6.2 Обработка результатов измерений при поверке поэлементным способом.

6.6.2.1 Относительную погрешность измерений массы и массового расхода жидкой фазы нефтегазоводяной смеси, %, в j-ой точке определяют по формулам

=        +                               (7)

8<2ж_У =                                              (8)

где б_м, 6q - пределы допускаемой относительной погрешности счетчика расходомера массового при измерении массы или массового расхода жидкости, %.

6_N - пределы допускаемой относительной погрешности системы обработки информации по каналу измерения массы и массового расхода жидкой фазы нефтегазоводяной смеси.

• 6.6.2.2 Относительную погрешность измерений массы и массового расхода жидкой фазы нефтегазоводяной смеси без учета воды, %, в j-ой точке определяют по формулам

  

  (9)

6Q_Hij = U •

Л

(10)

где, бМ_жу - относительная погрешность установки при измерении массы жидкой фазы нефтегазоводяной смеси, %;

6Q_Xjj - относительная погрешность установки при измерении массового расхода жидкой фазы нефтегазоводяной смеси, %;

AW_MB- пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения массовой доли воды в скважинной жидкости, %;

W_MB - массовая доля воды в скважинной жидкости, %.

Значение относительной погрешности измерений массы и массового расхода скважинной жидкости без учета воды не должно превышать:

• - при объемной доле воды в смеси до 70% вкл.                       ± 6%;

• - при объемной доле воды в смеси свыше 70% до 95% вкл.           ± 15 %;

• - при объемной доле воды в смеси свыше 95 %                согласно

методике измерений

• 6.6.2.3 Относительную погрешность измерений объема и объемного расхода попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, определяют по формуле

6 И_Гц = 1Л ’ J 8 M²_C + 5р_г² + 8„ + 8^_ont + 8$_опР                                (11)

SQrij = 1Л • J5Q|_C + 8р? + 8„ + 8%_ont. + $д_ОпР                                (12)

где бМгс - пределы допускаемой основной относительной погрешности счетчика-расходомера массового при измерении массы попутного газа, %;

5Q_rc - пределы допускаемой основной относительной погрешности счетчика-расходомера массового при измерении массового расхода попутного нефтяного газа, %;

бр_г - относительная погрешность определения плотности нефтяного газа, %;

5n - допускаемая относительная погрешность системы обработки информации по каналу измерений объёма нефтяного газа, %;

5_Д0П( - дополнительная погрешность счетчика-расходомера массового от влияния температуры рабочей среды, %;

бдопр - дополнительная погрешность массового расходомера от влияния давления рабочей среды, %.

Значение относительной погрешности измерения объема и объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям, при каждом измерении не должно превышать ± 5 %.

• 6.7 Установка признается прошедшей поверку, если относительные погрешности измерений не превышают величин, указанных в пункте 6.6.

В случае если это условие для любого i-ro измерения не выполняется, проводят дополнительное измерение соответствующей величины и повторно определяют допускаемую относительную погрешность измерения соответствующей величины.

Если после этого значение относительной погрешности измерения соответствующей величины не удовлетворяет требованиям, изложенным в соответствующем пункте, то поверку прекращают до выявления и устранения причин невыполнения этих условий. После устранения причин повторно проводят серию из трех измерений соответствующей величины и определяют допускаемую относительную погрешность для каждого измерения. Если значения относительной погрешности измерений вновь превышают значения, указанные в пункте 6.6, результаты поверки считают отрицательными и установку не допускают к эксплуатации.

• 7.1 Результаты поверки оформляют протоколом. Форма протокола поверки приведена в приложении Б.

• 7.2 При положительном результате поверки оформляют свидетельство о поверке в соответствии с Приказом Минпромторга России от 02.07.2015 N 1815 «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке» и допускают установку к эксплуатации.

При положительном результате первичной поверки установки при выпуске из производства установки знак поверки наносится: на свидетельство о поверке в виде оттиска поверительного клейма или наклейки.

• 7.3 При отрицательных результатах повторной поверки установку к эксплуатации не допускают, свидетельство о поверке аннулируют, выдают извещение о непригодности согласно Приказу Минпромторга России от 02.07.2015 N 1815 «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке» с указанием причин. Установка после выдачи извещения о непригодности направляется в ремонт, утилизируется, либо используется для целей, не входящих в сферу государственного регулирования обеспечения единства измерений.

8 Перечень используемых нормативных документов

«Правила противопожарного режима в Российской Федерации»

«Технический регламент о требованиях пожарной безопасности»

Порядок проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке

«Правила учета нефти»

(обязательное)

Эталон стационарный 1-го (2-го разряда)

Рисунок А1. Гидравлическая схема подключения установки при поверке в условиях лаборатории

1 - Выход из дренажной системы; 2 - Гибкие рукава; 3 - Трубопровод отвода измеряемой среды; 4 - Трубопровод подачи измеряемой среды

Рисунок А2. Гидравлическая схема подключения установки при поверке на месте эксплуатации

1 - Промысловый трубопровод; 2 - Выход из дренажной системы; 3 - Запорная арматура; 4 - Трубопроводы с шарнирными элементами

ПРИЛОЖЕНИЕ Б (обязательное)

ПРОТОКОЛ ПОВЕРКИ № _________________

Наименование                  ________________________________________________

Серийный номер                 ________________________________________________

Наименование собственника______

Место проведения поверки         ___________________________________________________

Результаты подтверждения соответствия ПО

Идентификационное наименование ПО___

Номер версии (идентификационный номер) ПО        _ _ __ __ __________________

Цифровой идентификатор ПО                      ________________________________

Заключение _______________________________________________________________________________________________________________

Результаты определения метрологических характеристик

Заключение____

Поверитель

Дата поверки

Страница 18 из 18