Методика поверки «ГСИ. РАСХОДОМЕРЫ МНОГОФАЗНЫЕ NetOil&Gas производства АО «ГМС Нефтемаш»» (МП 0325-9-2015)

Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии» ФГУП «ВНИИР»

УТВЕРЖДАЮ

Руководитель ЦИ СИ -

Первый заместитель директора по научной работе -

Государственная система обеспечения единства измерений РАСХОДОМЕРЫ МНОГОФАЗНЫЕ NetOil&Gas производства АО «ГМС Нефтемаш» Методика поверки

МП 0325-9-2015

Казань

2015 г.

ПРЕДИСЛОВИЕ

ВВЕДЕНА ВПЕРВЫЕ

Настоящая рекомендация не может быть полностью или частично воспроизведена, тиражирована и (или) распространена без разрешения ФГУП «ВНИИР» и АО «ГМС Нефтемаш».

ОГЛАВЛЕНИЕ

• 1 ОПЕРАЦИИ ПОВЕРКИ

• 2 СРЕДСТВА ПОВЕРКИ

• 3 ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ

• 4 ТРЕБОВАНИЯ К КВАЛИФИКАЦИИ ПОВЕРИТЕЛЕЙ

• 5 УСЛОВИЯ ПОВЕРКИ

• 6 ПРОВЕДЕНИЕ ПОВЕРКИ

• 7 ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ

Настоящий документ распространяется на расходомеры многофазные NetOil&Gas (далее - расходомеры) производства АО «ГМС Нефтемаш» и устанавливает методику и средства их первичной и периодической поверок.

Интервал между поверками - 4 года.

• 2.1 При проведении поверки должны быть применены следующие средства поверки:

• - эталоны 1-го разряда с диапазоном воспроизводимого массового расхода газожидкостной смеси, соответствующим рабочему диапазону поверяемого расходомера, 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 поверяемого расходомера, с относительной погрешностью измерения объемного расхода газа (воздуха) до 1,5%.

• - эталоны 2-го разряда с диапазоном воспроизводимого массового расхода газожидкостной смеси, соответствующим рабочему диапазону поверяемого расходомера, с относительной погрешностью измерения массового расхода жидкой смеси от 1,5 до 2,0%, с диапазоном воспроизводимого объемного расхода газа (воздуха), приведенного к стандартным условиям, соответствующим рабочему диапазону поверяемого расходомера, с относительной погрешностью измерения объемного расхода газа (воздуха) от 3,0 до 5,0%.

• 2.3 Допускается при проведении поверки применение эталона 2-го разряда, воспроизводящего двухфазный поток (газ, вода), аттестованного в установленном порядке, с диапазонами воспроизводимого массового расхода воды и воспроизводимого объемного расхода газа (воздуха), приведенного к стандартным условиям, соответствующими рабочим диапазонам поверяемого расходомера.

• 2.4 Допускается при проведении поверки применение первичного специального эталона ГЭТ 195-2011.

• 2.5 Все эталонные средства измерений должны быть аттестованы в установленном порядке.

При проведении поверки соблюдают требования безопасности, действующие в лаборатории, в которой выполняется поверка, а также требования безопасности, указанные в руководствах по эксплуатации расходомера и используемых средств поверки.

Поверку проводят лица, аттестованные в качестве поверителя, ознакомившиеся с настоящей методикой поверки и руководством по эксплуатации расходомеров.

При проведении поверки должны выполняться следующие условия:

• - температура окружающего воздуха (20±5)°С;

• - относительная влажность воздуха от 30% до 80%;

• - атмосферное давление от 84 до 106,7 кПа.

• 6.1   Внешний осмотр

  • 6.1.1  Визуальным осмотром проверяют отсутствие механических повреждений расходомеров и целостность монтажных соединений.

Результаты проверки считают удовлетворительными, если не обнаружены механических повреждений и не нарушена целостность монтажных соединений.

• 6.1.2 Проверяют соответствие комплектности расходомера указанной в технической документации, соответствие мест установки и присоединения компонентов.

Результаты проверки считают удовлетворительными, если комплектность, места установки или присоединения компонентов соответствуют указанным в технической документации.

• 6.1.3 Проверяют соответствие внешнего вида и места нанесения маркировки предусмотренным в технической документации

Результаты проверки считают удовлетворительными, если внешний вид и маркировка соответствуют требованиям технической документации.

• 6.1.4  При внешнем осмотре визуально проверяют отсутствие на рабочих поверхностях следов коррозии, вмятин, рисок, раковин, трещин, выбоин, неровностей и загрязнений и т.п.

Результаты проверки считают удовлетворительными, если при внешнем осмотре не выявлено перечисленных выше дефектов

6.2. Опробование

Проверяют работоспособность расходомера. Для этого подают питание на расходомер и контролируют включение устройства обработки информации.

• 6.3 Проверка идентификационных данных ПО

Для того, чтобы проверить идентификационные данные программного обеспечения необходимо войти в систему измерения многофазного потока путем ввода имени пользователя и пароля.

Результат подтверждения соответствия программного обеспечения расходомера считается положительным, если полученные идентификационные данные программного обеспечения соответствуют идентификационным данным, указанным в разделе «Программное обеспечение» описания типа средства измерения и в таблице 1.

Таблица 1

• 6.4 Определение MX расходомера проводят тремя способами:

с помощью эталона 1-го или 2-го разрядов в испытательной лаборатории;

с помощью эталона 2-го разряда, воспроизводящего двухфазный поток (газ, вода), в испытательной лаборатории;

с помощью эталона 2-го разряда на месте эксплуатации.

• 6.4.1 Определение относительной погрешности при измерении массового расхода сырой нефти, массового расхода сырой нефти без учета воды, объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, с помощью эталона 1 -го или 2-го разрядов в испытательной лаборатории.

Примечание: Здесь и далее под относительной погрешностью измерений понимается основная относительная погрешность измерений.

Относительную погрешность при измерении каждого параметра определяют сравнением значений каждого параметра, измеренного расходомером, со значениями соответствующего параметра, измеренного эталоном 1-го или 2-го разрядов, используя в качестве измеряемой среды газожидкостную смесь из имитатора нефти, воды и газа (воздуха).

Для поверки расходомера на эталоне 1-го или 2-го разрядов создается газожидкостный поток с комбинацией из трех расходов смеси имитатора нефти и воды (Qxi, Qx2 и Qhg) в трех различных объемных долях воды (10%, 70%, 95%) и трех расходов газа (воздуха) (Qn, Qr2 и Qn). Расходы имитатора нефти и воды должны соответствовать минимальному, среднему и максимальному расходам расходомера в пределах диапазона расходов, воспроизводимых эталоном 1-го или 2-го разрядов. Расход газа (воздуха) должен обеспечивать объемную долю газа (ОДГ) в пределах 0-10%, 20-30% и 40-50%.

Определение относительных погрешностей измерений массового расхода сырой нефти, массового расхода сырой нефти без учета воды и объемного расхода газа (воздуха), приведенного к стандартным условиям, производится одновременно в каждой точке, соответствующей определенному расходу газожидкостной смеси (смеси имитатора нефти, воды и газа (воздуха) с соответствующим соотношением компонентов. В каждой точке проводят три измерения.

А) Относительную погрешность i-ro измерения массового расхода сырой нефти 8Q _Жф %, в j-ой точке определяют по формуле

где i = l... 3;

Qij - массовый расход жидкости (сырой нефти), измеренный расходомером, т/ч;

Qij - массовый расход смеси имитатора нефти и воды, измеренный эталоном 1 -го или 2-го разрядов, т/ч.

Значение относительной погрешности измерений массы и массового расхода сырой нефти не должно превышать ± 2,5%.

Б) Относительную погрешность i-ro измерения массового расхода сырой нефти без учета воды 8Q_Hij, %, в j-ой точке определяют по формуле

где i = 1... 3;

Q_Hij - массовый расход нефти (сырой нефти без учета воды), измеренный расходомером, т/ч;

Q»ij ~ массовый расход имитатора нефти, измеренный эталоном 1-го или 2-го разрядов, т/ч.

Значение относительной погрешности измерений массы и массового расхода сырой нефти без учета воды не должно превышать:

• - при влагосодержании от 0% до 70%                                ± 6,0%;

• - при влагосодержании свыше 70% до 95%                          ± 15,0%.

В) Относительную погрешность i-ro измерения объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям 8Q_ej, %, в j-ой точке определяют по формуле

где i = l... 3;

Qij - объемный расход газа, приведенного к стандартным условиям, измеренный расходомером, м³/ч;

Qij - объемный расход газа (воздуха), приведенного к стандартным условиям, измеренный эталоном 1-го или 2-го разрядов, м³/ч.

Значение относительной погрешности измерения объемного расхода газа (воздуха), приведенного к стандартным условиям, не должно превышать ± 5%.

Расходомер признается прошедшим поверку, если относительные погрешности измерений не превышают величин, указанных в пунктах А), Б), В).

В случае, если это условие для любого i-ro измерения не выполняется, проводят дополнительное измерение соответствующей величины и повторно определяют 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 относительную погрешность для каждого измерения. Если значения относительной погрешности измерений вновь превышают значения, указанные в пунктах А), Б) или В), результаты поверки считают отрицательными.

• 6.4.2 Определение относительной погрешности при измерении массового расхода сырой нефти, массового расхода сырой нефти без учета воды, объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, с помощью эталона 2-го разряда, воспроизводящего двухфазный поток (газ, вода), в испытательной лаборатории.

Относительную погрешность при измерении каждого параметра определяют сравнением значений каждого параметра, измеренного расходомером, со значениями соответствующего параметра, измеренного эталоном 2-го разряда, воспроизводящего двухфазный поток, используя в качестве измеряемой среды газожидкостную смесь, состоящую из воды и газа (воздуха).

Для поверки расходомера на эталоне 2-го разряда создается газожидкостный поток с комбинацией из трех расходов воды (Q>ki, Qx2 и ()жз) и трех расходов газа (воздуха) (Qn, Qr2 и Qn)- Расход воды должен соответствовать минимальному, среднему и максимальному расходам расходомера в пределах диапазона расходов, воспроизводимых эталоном 2-го разряда. Расход газа (воздуха) должен обеспечивать объемную долю газа (ОДГ) в пределах 0-10%, 20-30% и 40-50%.

Определение относительных погрешностей измерений массового расхода сырой нефти и объемного расхода газа (воздуха), приведенного к стандартным условиям, производится одновременно в каждой точке, соответствующей определенному расходу газожидкостной смеси (смеси воды и газа (воздуха)) с соответствующим соотношением компонентов. В каждой точке проводят три измерения.

А) Относительную погрешность i-ro измерения массового расхода сырой нефти 3Q _Ж1], %, в j-ой точке определяют по формуле

SQ_xt) =   ~ ⁹⁰ ■ 100

Vij

где i = 1... 3;

Qij - массовый расход жидкости (сырой нефти), измеренный расходомером, т/ч;

Qij - массовый расход воды, измеренный эталоном 2-го разряда, т/ч.

Значение относительной погрешности измерений массы и массового расхода сырой нефти не должно превышать ± 2,5%.

Б) Относительную погрешность i-ro измерения объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям 6Q_zj, %, в j-ой точке определяют по формуле

0Q₂ij =--™--100

Vi;

где i = 1... 3.

Qij - объемный расход газа, приведенного к стандартным условиям, измеренный расходомером, м³/ч;

Qij - объемный расход газа (воздуха), приведенного к стандартным условиям, измеренный эталоном 2-го разряда, м³/ч.

Значение относительной погрешности измерения объемного расхода газа (воздуха), приведенного к стандартным условиям, не должно превышать ± 5 %.

Расходомер признается прошедшим поверку, если относительные погрешности измерений не превышают величин, указанных в пунктах А), Б).

В случае если это условие для любого i-ro измерения не выполняется, проводят дополнительное измерение соответствующей величины и повторно определяют 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 относительную погрешность для каждого измерения. Если значения относительной погрешности измерений вновь превышают значения, указанные в пунктах А) или Б), результаты поверки считают отрицательными.

• 6.4.3 Определение относительной погрешности при измерении массового расхода сырой нефти, массового расхода сырой нефти без учета воды, объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, с помощью эталона 2-го разряда на месте эксплуатации.

Относительную погрешность при измерении каждого параметра определяют при последовательном включении в поток расходомера и эталона 2-го разряда путем сравнения значений каждого параметра, измеренного расходомером, со значениями соответствующего параметра, измеренного эталоном 2-го разряда, используя в качестве измеряемой среды реальный флюид, поступающий из скважин(ы).

Поверку расходомера с помощью эталона 2-го разряда, используя в качестве измеряемой среды реальный флюид, производят на скважине, на которой он применяется. Для расходомера в составе АГЗУ измерения проводятся не менее, чем на 3-х из подключенных к расходомеру скважин. В случае большого скважинного фонда (расходомер в составе мобильной ИУ) измерения проводятся не менее, чем на 3-х скважинах с наиболее типичными значениями расхода, объемной доли газа и обводненности флюида.

Определение относительных погрешностей измерений массового расхода сырой нефти, массового расхода сырой нефти без учета воды и объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям, производится одновременно на каждом скважинном флюиде с соответствующим соотношением компонентов. В каждой точке проводят три измерения.

А) Относительную погрешность i-ro измерения массового расхода сырой нефти SQ^j, %, в j-ой точке определяют по формуле

Vi/

где i = 1... 3;

Qij - массовый расход жидкости (сырой нефти), измеренный расходомером, т/ч;

Qij - массовый расход жидкости (сырой нефти), измеренный эталоном 2-го разряда, т/ч.

Значение относительной погрешности измерений массы и массового расхода сырой нефти не должно превышать ±2,5%.

Б) Относительную погрешность i-ro измерения массового расхода сырой нефти без учета воды SQ_Hij, %, в j-ой точке определяют по формуле

где i = l... 3;

Q_Hij - массовый расход нефти (сырой нефти без учета воды), измеренный расходомером, т/ч;

Qf_itj - массовый расход нефти (сырой нефти без учета воды), измеренный эталоном 2-го разряда, т/ч.

Значение относительной погрешности i-ro измерения массы и массового расхода сырой нефти без учета воды не должно превышать:

• - при влагосодержании от 0% до 70%                                ± 6,0%;

• - при влагосодержании свыше 70% до 95%                          ± 15,0%.

В) Относительную погрешность i-ro измерения объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям 8Q_si]-, %, в j-ой точке определяют по формуле

где i = l... 3.

Qij - объемный расход газа, приведенного к стандартным условиям, измеренный расходомером, м³/ч;

Qij - объемный расход газа, приведенного к стандартным условиям, измеренный эталоном 2-го разряда, м³/ч.

Значение относительной погрешности измерения объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям, не должно превышать ± 5%.

Расходомер признается прошедшим поверку, если относительные погрешности измерений не превышают величин, указанных в пунктах А), Б), В).

В случае если это условие для любого i-ro измерения не выполняется, проводят дополнительное измерение соответствующей величины и повторно определяют 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 относительную погрешность для каждого измерения. Если значения относительной погрешности измерений вновь превышают значения, указанные в пунктах А), Б) или В), результаты поверки считают отрицательными.

• 6.5 При выходе из строя средства измерений из состава расходомера допускается его замена на такое же поверенное средство измерений. После проведения работ по замене средства измерений повторная поверка расходомера не проводится.

• 7.1 Результаты поверки оформляют протоколом произвольной формы.

• 7.2 При положительном результате поверки оформляют свидетельство о поверке в соответствии с Приказом Минпромторга России от 02.07.2015 № 1815 «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке» и допускают расходомер к эксплуатации.

• 7.3 При отрицательном результате поверки выясняют и устраняют причины отрицательного результата или проводят калибровку расходомера в соответствии с эксплуатационной документацией. Затем проводят повторную поверку в соответствии с данным документом.

При отрицательных результатах повторной поверки расходомер к эксплуатации не допускают, свидетельство о поверке аннулируют, выдают извещение о непригодности согласно Приказу Минпромторга России от 02.07.2015 № 1815 «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке» с указанием причин. Расходомер после выдачи извещения о непригодности направляется в ремонт, утилизируется, либо используется для целей, не входящих в сферу государственного регулирования обеспечения единства измерений.

Расходомеры многофазные NetOil&Gas. Методика поверки

Лист 11 из 11