Методика поверки «ГСИ. Установки многофазные замерные УМЗ» (МП 0387-9-2016)

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт расходомегрии»

Государственный научный метрологический центр

ФГУП «ВНИИР»

УТВЕРЖДАЮ

Первый заместитель директора йауч^юирдботе -дъ директора по качеству

В.А. Фафурин

2016 г.

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений Установки многофазные замерные УМЗ Методика поверки

МП 0387-9-2016

Казань

2016 г.

РАЗРАБОТАНА

ИСПОЛНИТЕЛИ

УТВЕРЖДЕНА

ФГУП «ВНИИР»

Ахметзянова Л. А.

ФГУП «ВНИИР»

Настоящая инструкция распространяется на установки многофазные замерные УМЗ (далее - установки), производимые ООО «НТС-Лидер» по ТУ 3666-011-18908125-2011, и устанавливает методику и средства их первичной и периодической поверок.

Интервал между поверками - 1 год.

При проведении поверки выполняют операции, приведенные в таблице 1 Таблица 1

• 2.1 При проведении поверки установки могут быть применены следующие средства поверки:

• - эталоны 1-го разряда 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 %.

• - эталоны 2-го разряда с диапазоном воспроизводимого массового расхода газожидкостной смеси, соответствующим рабочему диапазону поверяемой установки, 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 поверяемой установки, с относительной погрешностью измерения объемного расхода газа (воздуха) от 3 до 5 %.

• 2.2 Допускается при проведении поверки применение первичного специального эталона единицы массового расхода газожидкостных смесей ГЭТ 195-2011.

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

• 3.1 При проведении поверки соблюдают требования безопасности, действующие в помещениях, где проводится поверка, и требования безопасности, установленные в руководстве по эксплуатации на эталонные СИ и на поверяемую установку.

• 3.2 Требования к квалификации поверителей.

  • 3.2.1 Поверка установки должна проводиться метрологической службой предприятия (организации), аккредитованной в установленном порядке.

  • 3.2.2 Поверку установки должен выполнять поверитель, изучивший технологическую схему и принцип его работы.

  • 3.2.3 Поверитель должен быть аттестован 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»

• 4.1 При проведении поверки установки с применением эталонов (кроме мобильных эталонных установок, работающих на реальных измерительных средах) по ГОСТ Р 8.637-2013 «ГСП. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков» соблюдают следующие условия:

Таблица 2

4.4 Первичную и периодическую поверку установки проводят путем определения допускаемой основной относительной погрешности при измерении массового расхода сырой нефти, массового расхода сырой нефти без учета воды, объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям.

При подготовке к поверке проводят работы в соответствии с руководством по эксплуатации установки и эксплуатационными документами на средства измерений, входящих в состав установки. На поверку представляют установки после проведения настройки и калибровки.

• 6.1 Проверка комплектности технической документации.

Проверяют наличие эксплуатационно-технической документации на установку и СИ, входящие в ее состав.

• 6.2 Внешний осмотр.

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 ПО.

  • 6.3.1 Чтобы определить идентификационные данные ПО установки, необходимо выполнить нижеперечисленные процедуры для ПО, входящего в его состав.

Открывается окно «Версия программного обеспечения», в котором приведены сведения об идентификационных данных ПО, сгенерированных с помощью алгоритма вычислений контрольной суммы CRC32 по данным, взятым из блоков «BT Control» и «Arhiv».

• 6.3.2 Если полученные при этом идентификационные данные и идентификационные данные, указанные в описании типа установки, идентичны, то делают вывод о подтверждении соответствия идентификационных данных ПО. В противном случае результаты поверки признают отрицательными.

• 6.4 Опробование.

  • 6.4.1 Опробование СИ, входящих в состав установки, проводят в соответствии с нормативными документами на их поверку.

  • 6.4.2 Опробование установки проводят на эталоне 1-го или 2-го разрядов (при поверке в испытательной лаборатории), либо с применением эталона 2-го разряда на коллекторе скважины (при поверке на месте эксплуатации).

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

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

6.5 Определение MX установки.

• 6.5.1 Определение допускаемой основной 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.

Допускаемую основную относительную погрешность при измерении каждого параметра определяют сравнением значений каждого параметра, измеренного установкой, 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 установки на эталоне 1-го или 2-го разрядов создается газожидкостный поток с комбинацией из трех расходов смеси имитатора нефти и воды (Q^i, Q.^2, СЬ^з) в трех различных объемных долях воды (10 %, 70 %, 95 %) и трех расходов газа (воздуха) (Qai, Qa2, Ргз)- Расходы имитатора нефти и воды соответствуют минимальному, среднему и максимальному расходам, воспроизводимым на эталоне 1-го или 2-го разрядов.

Определение допускаемых основных 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.

• 6.5.2 Допускаемую основную относительную погрешность z-ro измерения массового

расхода сырой нефти SQ^j, %, в j-ой точке определяют по формуле

100

(1)

Qxij ~ массовый расход жидкости (сырой нефти), измеренный установкой, т/ч;

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

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

• 6.5.3 Допускаемую основную относительную погрешность z-ro измерения массового расхода сырой нефти без учета воды 6Q_Hij, %, в j-ой точке определяют по формуле

  

(2)

где i = 1... 3;

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

Q^ij - массовый расход имитатора нефти без учета воды, измеренный эталоном 1-го или 2-го разрядов, т/ч.

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

• - при влагосодержании до70%                                            ± 6,0 %;

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

• 6.5.4 Допускаемую основную относительную погрешность z-ro измерения объемного расхода газа (воздуха), приведенного к стандартным условиям 3Q_zij, %, в j-ой точке определяют по формуле

  
  

  (3)

где i — 1... 3;

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

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

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

Установка признается прошедшим поверку, если допускаемые основные относительные погрешности измерений не превышают величин, указанных в пунктах 6.5.2, 6.5.3, 6.5.4.

В случае если это условие для любого z-ro измерения не выполняется, проводят дополнительное измерение соответствующей величины и повторно определяют допускаемую основную относительную погрешность измерения соответствующей величины. Если после этого значение допускаемой основной 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 основную относительную погрешность для каждого измерения. Если значения допускаемой основной относительной погрешности измерений вновь превышают значения, указанные в пунктах 6.5.2, 6.5.3 или 6.5.4, результаты поверки считают отрицательными.

• 6.5.5 Определение допускаемой основной 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.

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

Определение допускаемых основных 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.

• 6.5.5.1 Допускаемую основную относительную погрешность z-ro измерения массового расхода сырой нефти 8(?_жц, %, в j-ой точке определяют по формуле

_Qxij ~ Q*ij

SQjKij ----7^--100                                 (⁴)

4wij

где i = 1... 3;

QyKtj ~ массовый расход жидкости (сырой нефти), измеренный установкой, т/ч;

~ массовый расход жидкости (сырой нефти), измеренный эталоном 2-го разряда на месте эксплуатации, т/ч.

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

• 6.5.5.2 Допускаемую основную относительную погрешность i-ro измерения массового расхода сырой нефти без учета воды 8Q_Hij, %, в /-ой точке определяют по формуле

где i = 1... 3;

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

Q^j - массовый расход нефти (сырой нефти без учета воды), измеренный эталоном 2-го разряда на месте эксплуатации, т/ч.

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

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

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

• 6.5.5.3 Допускаемую основную относительную погрешность z-ro измерения объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям 8Q_eij, %, в у-ой точке определяют по формуле

  

(6)

где i = l... 3;

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

Q⁹_Tij - объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям, измеренный эталоном 2-го разряда на месте эксплуатации, м³/ч.

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

Установка признается прошедшим поверку, если допускаемые основные относительные погрешности измерений не превышают величин, указанных в пунктах 6.5.5.1, 6.5.5.2, 6.5.5.3.

В случае если это условие для любого z-ro измерения не выполняется, проводят дополнительное измерение соответствующей величины и повторно определяют допускаемую основную относительную погрешность измерения соответствующей величины. Если после этого значение допускаемой основной 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 основную относительную погрешность для каждого измерения. Если значения допускаемой основной относительной погрешности измерений вновь превышают значения, указанные в пунктах 6.5.5.1, 6.5.5.2 или 6.5.5.3, результаты поверки считают отрицательными.

• 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 N 1815 «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке» и допускают установку к эксплуатации.

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

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.

ю