Методика поверки «ГСИ. УСТАНОВКИ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ «ПРИЗМА»» (МП 0488-9-2016)

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

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

Государственный научный метрологический центр

ФГУП «ВНИИР»

УТВЕРЖДАЮ

С. Тайбинский

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

УСТАНОВКИ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ «ПРИЗМА»

Методика поверки

МП 0488-9-2016 г. Казань 2016

ПРЕДИСЛОВИЕ

ВВЕДЕНА ВПЕРВЫЕ

• 1. ОПЕРАЦИИ ПОВЕРКИ

• 2. СРЕДСТВА ПОВЕРКИ

• 3. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ И ТРЕБОВАНИЯ К КВАЛИФИКАЦИИ ПОВЕРИТЕЛЕЙ 5

• 4. УСЛОВИЯ ПОВЕРКИ

• 5. ПОДГОТОВКА К ПОВЕРКЕ

• 6. ПРОВЕДЕНИЕ ПОВЕРКИ

• 7. ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ПОВЕРКИ

• 8.  ПРИЛОЖЕНИЕ А

• 9.  ПРИЛОЖЕНИЕ Б

• 10. ПРИЛОЖЕНИЕ В

• 11. ПРИЛОЖЕНИЕ Г

Настоящая инструкция распространяется на установки измерительные «ПРИЗМА» (далее -установки), производимые ООО «Метрология и Автоматизация» по ТУ 3667-009-40947531-2016, и устанавливает методику и средства их первичной и периодической поверок.

Интервал между поверками - 4 года.

• 1. ОПЕРАЦИИ ПОВЕРКИ

При проведении поверки выполняют операции, приведенные в таблице 1

Таблица 1

• 2. СРЕДСТВА ПОВЕРКИ

  • 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) от ± 1,0 % 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 ± 3,0 % до ± 5,0 %.

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

• 2.3 В случае проведения поэлементной поверки применяются средства поверки, указанные в методиках поверки на средства измерений, входящие в состав установки. А также могут применяться следующие средства поверки:

калибратор измерительных каналов КИК-М (Госреестр №32639-06). Диапазон воспроизведений силы постоянного тока от 0 до 24 мА. Пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений силы постоянного тока ± 3 мкА. Диапазон воспроизведений частоты следования импульсов от 5 Гц до 1 МГц с амплитудой от 1 до 24 В. Пределы допускаемой относительной погрешности воспроизведений частоты следования импульсов ± 0,0001 % (Госреестр №32639-06);

термометр сопротивления эталонного ЭТС-100 (Госреестр №19916-00). Диапазон измерений от 0,01°С до 660,23°С, 3-ий разряд;

манометры избыточного давления грузопоршневые МП-60 (Госреестр №16026-97). Диапазон измерений от 0,1 МПа до 6 МПа. Пределы допускаемой основной погрешности при давлениях от 10 до 100% от верхнего предела измерений: ±0,05% от измеряемого давления;

• 2.4 Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих требуемую точность и пределы измерений.

• 3. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ И ТРЕБОВАНИЯ К КВАЛИФИКАЦИИ ПОВЕРИТЕЛЕЙ

  • 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.

  • 3.3 Оборудование, используемое при поверке и средства поверки должно иметь эксплуатационную документацию (формуляр или паспорт, техническое описание или руководство по эксплуатации).

  • 3.4 На датчиках и приборах должны быть четкие надписи и условные знаки, обеспечивающие их безопасную эксплуатацию.

  • 3.5 При появлении течи жидкости, прорыве газа и других ситуации, нарушающих нормальный ход поверочных работ, поверка должна быть прекращена.

• 4. УСЛОВИЯ ПОВЕРКИ

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

Таблица 2

4.2 Первичную поверку установки проводят в два этапа:

• - контроль метрологических характеристик всех СИ, входящих в состав установки (поэлементным способом);

• - 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.

• 4.3 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, или поэлементным способом в соответствии с методиками поверки на средства измерений, входящие в состав установки.

• 4.4 Проведение периодической поверки поэлементно допускается только в случае труднодоступного расположения установки и в случае, если ее демонтаж на длительное время недопустим.

• 5.   ПОДГОТОВКА К ПОВЕРКЕ

  • 5.1   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.

  • 5.2 Перед проведением поверки должны быть проведены следующие подготовительные работы:

проверить наличие и сроки действия свидетельств о поверке встроенных в измерительную установку средств измерений и средств поверки;

проверить правильность монтажа и соединений измерительной установки, средств поверки и вспомогательного оборудования в соответствии с операцией поверки;

проверить герметичность арматуры и трубопроводов, соединяющих измерительную установку с поверочной установкой. Проверку производят внешним осмотром при выбранном значении поверочного расхода и давления на выходе установки не менее 0,1 МПа. Систему считают герметичной, если 10 минут после установления расхода и давления не наблюдается течи и капель через фланцевые, резьбовые и сварные соединения и сальники не наблюдается течи и капель через фланцевые, резьбовые и сварные соединения и сальники.

• 6.   ПРОВЕДЕНИЕ ПОВЕРКИ

  • 6.1 Проверка комплектности технической документации.

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

• 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 ПО.

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

Для контроллера Fastwel производства ЗАО «НПФ «Доломант» с ПО ПРИЗМА (ООО «Метрология и Автоматизация»):

Нажать в навигационной вкладке «Fast Sei» кнопку «О системе», в окне «О системе» отобразится название измерительной установки, версия ПО микроконтроллера, версия ПО панели и контрольная сумма CRC32.

Для контроллера R-ATM-M производства «Аргоси Аналитика»:

Нажать в навигационной вкладке кнопку «О системе», в окне «О системе» отобразится версия ПО панели, версия ПО микроконтроллера, версия алгоритма и контрольная сумма.

• 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 MX установки проводят одним из трех способов:

- поэлементным способом;

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

с помощью эталона 2-го разряда на месте эксплуатации.

• 6.5.2 Допускается выполнение периодической поверки поэлементным способом в случае, предусмотренном п. 4.3 и 4.4.

• 6.5.2.1 Поверка поэлементным способом осуществляется в соответствии с методиками поверок на средства измерений, входящие в состав установки.

• 6.5.2.2 Определение относительной погрешности установки при измерениях среднего массового расхода и массы жидкости, среднего объемного расхода и объема газа

• 6.5.2.2.1 Произвести подключение поверяемой и поверочной установок

• 6.5.2.2.2 Установить расход жидкости и газа в соответствии с одним из режимов, указанных в табл. 1 (с допускаемым отклонением ±5,0 %).

• 6.5.2.2.3 Включить режим измерения на станции управления аппаратурного блока.

• 6.5.2.2.4 После окончания цикла измерений (не менее одного часа в зависимости пропускной способности измерительной установки) внести в протокол произвольной формы показания приборов поверочной установки и цифрового табло СОИ:

• - массового /расхода и массы жидкости поверочной установки (6^), (М_ж^у)и измерительной установки (6_Ж.), (М_ж.), кг/с (т/сут), кг (т);

• -  объемного расхода и объема газа поверочной установки (Q^), (1^?^у)и поверяемой установки Q_ri), СИ*_£) м³/с (м³/сут), м³;

• 6.5.2.2.5 Операции по п.6.5.2.3.3-6.5.2.3.4 провести на остальных расходах, указанных в таблице 1.

• 6.5.2.2.6 Определить относительную погрешность установки, %,:

При измерениях среднего массового расхода и массы жидкости, по формулам:

8С_Ж = ^Л-100,                        (8)

Мжг-мЭ!

^=—^•100,                  (9)

где 56_ж - относительная погрешность установки при измерениях среднего массового расхода жидкости, %;

С_ж. и - значения среднего массового расхода жидкости, измеренные поверяемой и поверочной установками при i-том измерении, кг/с (т/сут);

5М_Ж - относительная погрешность установки при измерениях массы жидкости, %;

М_ж. и М^^у - значения массы жидкости, измеренные поверяемой и поверочной ус

тановками при i-том измерении, кг (т).

Таблица 3. Возможные режимы поверки

При измерении среднего объёмного расхода и объема газа, по формулам:

8Q_r =

100,

(10)

v_r£-v_r"^y

5У_г = -^пЛ’1оо,                           (и)

ч

где 6Q_r — относительная погрешность установки при измерении среднего объёмного расхода газа, %;

Q_ri и Q^^y — значения объемного расхода газа, измеренные поверяемой и поверочной установками при i-том измерении, м³/с (м³/сут);

5Ц, - относительная погрешность установки при измерении объема газа, %;

Ц..И V*^y - значения объема газа, измеренные поверяемой и поверочной установками при i-том измерении, м³.

• 6.5.3 Допускается поэлементная поверка установки, при этом:

— определение пределов допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто

сырой нефти.

Пределы относительной погрешности измерений массы сырой нефти без учета воды, 6М_и , %, вычисляют по формуле

^SM- = i¹'¹ •     +                                 (¹²)

где 6_Мс - пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сепарированной сырой нефти, %;

ДИ4 - пределы допускаемой абсолютной погрешности определения массовой доли воды в сырой нефти, %;

И^_в - верхний предел измерений массовой доли воды в сепарированной сырой нефти¹, %.

¹ Устанавливается исходя из диапазона объемной доли воды в измеряемой среде для конкретного объекта, на котором используется установка. Рассчитывается для каждого поддиапазона объемной доли воды в сырой нефти для которых нормированы пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сепарированной сырой нефти без учета воды

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений массовой доли воды в сырой нефти при определении объемной доли воды в сырой нефти с помощью влагомера вычисляют по формуле

(13)

где ДРУ - пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений объемной доли воды в сепарированной сырой нефти, принимаемые равными пределам допускаемой абсолютной погрешности поточного влагомера из состава установки, %.

-      наибольшее значение плотности пластовой воды в рабочих условиях, кг/м³;

р? -      плотность сырой нефти в рабочих условиях соответствующая наибольшей плотности

пластовой воды и наименьшей плотности обезвоженной нефти кг/м³.

Наибольшее значение плотности пластовой воды в рабочих условиях вычисляют по формуле

где /З_в - коэффициент объемного расширения воды при пересчете к стандартным условиям при наименьшей возможной температуре сепарированной сырой нефти, значение которого определяют из ПРИЛОЖЕНИЯ А, 1/°С;

у_в - коэффициент сжимаемости воды при пересчете к стандартным условиям при наименьшей возможной температуре сепарированной сырой нефти, значение которого определяют из ПРИЛОЖЕНИЯ Б, 1/МПа;

t - наименьшая возможная температура сепарированной сырой нефти, °C;

Р — наибольшее возможное давление сепарированной сырой нефти, МПа;

р_в^т - наибольшее возможное значение плотности пластовой воды при стандартных условиях, кг/м³.

Плотность сырой нефти в рабочих условиях соответствующая наибольшей плотности пластовой воды и наименьшей плотности обезвоженной нефти вычисляют по формуле

р Р (л   ИМ , n w

Рс “ Рн ’ (5  ₁₀ J + Рв • ₁₀₀>

где рР - плотность обезвоженной нефти в рабочих условиях, кг/м³;

W - наибольшая возможная объемная доля воды в сепарированной сырой нефти для данного поддиапазона объемной доли воды в сырой нефти, %.

Плотность сепарированной сырой нефти без учета воды в рабочих условиях вычисляют по формуле

р^Рн^О + ^н-Сго-О-а + Ун-/⁵),                  (16)

где

/?_н- коэффициент объемного расширения сепарированной сырой нефти без учета воды при температуре 20 °C, определяемый по таблице из Р 50.2.076, 1/°С (ПРИЛОЖЕНИЕ В);

у_н- коэффициент сжимаемости сепарированной сырой нефти без учета воды при температуре 20 °C, определяемый по таблице из Р 50.2.076,1/МПа (ПРИЛОЖЕНИЕ Г).

В случае измерений объемной доли воды пол каналу плотности СРМ основную относительную погрешность измерений массы сырой нефти без учета воды 6М_Н, %, определяют по формуле:

8М_а = ±1,1JsM_c² + 8<р_в²,                          (17)

где 8<р_в - погрешность измерений вычисляется следующим образом:

8<P_S = Л8рс)² + GW + (<W,  .                (18)

где 8р_с - пределы относительной погрешности определения плотности сырой нефти по каналу плотности СРМ, %.

5р_н- пределы относительной погрешности определения плотности сырой нефти в лаборатории, %.

8р_в- пределы относительной погрешности определения плотности воды в лаборатории, %.

8с у_сту - пределы относительной погрешности измерений объема свободного нефтяного газа, приведённого к стандартным условиям вычисляют по формуле

8су_СтУ = J(^_p)² +   • (8tf +   • (5^-) ² + (5'_ыч)² + (З'к)²,            (19)

где 8q? - пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода свободного нефтяного газа в рабочих условиях, принимаемые равными пределам допускаемой относительной погрешности расходомера из состава установки, %;

- коэффициент влияния абсолютного давления на объем свободного нефтяного газа, приведенный к стандартным условиям;

8_р — пределы допускаемой относительной погрешности измерений абсолютного давления свободного нефтяного газа, %;

$_т - коэффициент влияния абсолютной температуры на объем свободного нефтяного газа, приведенный к стандартным условиям;

5'_г- пределы допускаемой относительной погрешности измерений абсолютной температуры свободного нефтяного газа, %;

^выч ^_ пределы допускаемой относительной погрешности вычислений объемного расхода, приведенного к стандартным условиям %;

8'_к - пределы относительной погрешности вычислений коэффициента сжимаемости свободного нефтяного газа, %.

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений абсолютного давления вы

числяют по формуле

где у_Ро - пределы допускаемой основной приведенной погрешности датчика давления из состава установки, %;

у_Рд - пределы допускаемой дополнительной приведенной погрешности датчика давления, вызванной отклонением температуры окружающего воздуха от нормального значения (20 °C), %;

21£_Наиб “ наибольшее отклонение температуры окружающего воздуха от нормального значения, °C;

At - отклонение температуры окружающего воздуха от нормального значения, для которого нормированы пределы допускаемой дополнительной приведенной погрешности, °C;

Рвпи ^— верхний предел измерения датчика давления, МПа;

р - абсолютное давление свободного нефтяного газа, МПа;

Д_ток- пределы допускаемой абсолютной погрешности системы обработки информации установки при преобразовании входных токовых сигналов в цифровое значение измеряемых параметров, %.

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений абсолютной температуры вычисляют по формуле

At

273,15+t

-А^ндиб At

£впи~£нпи

273,15+t

где A_t — пределы допускаемой основной абсолютной погрешности датчика температуры из состава установки, %;

y_t - пределы допускаемой дополнительной приведенной погрешности датчика температуры из состава установки, вызванной отклонением температуры окружающего воздуха от нормального значения (20 °C), %;

t - температура свободного нефтяного газа, °C;

£_Впи “ верхний предел измерений датчика температуры, °C;

£_Нпи “ нижний предел измерений датчика температуры, °C.

Пределы относительной погрешности вычислений коэффициента сжимаемости СНГ <%, %, вычисляют по формуле

пределы методической составляющей погрешности расчета коэффициента сжимаемости по ГСССД MP 113-03, %;

коэффициент влияния молярной доли /-го компонента свободного нефтяного газа на коэффициент сжимаемости;

пределы погрешности определения молярной доли /-го компонента свободного нефтяного газа, %.

Пределы относительной погрешности определения молярной доли /-го компонента свободного нефтяного газа вычисляют по формуле

Коэффициент -8_Х. вычисляют по формуле

ДК_Т — изменение значения коэффициента сжимаемости при изменении температуры СНГ на АТ.

Коэффициент д_р вычисляют по формуле

(27)

где

АКр- изменение значения коэффициента сжимаемости при изменении абсолютного давления СНГ на Ар.

Для расчета пределов относительной погрешности измерений объема свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, допустимо применять программный комплекс «Расходомер-ИСО ».

• 6.5.4 Определение допускаемой основной относительной погрешности при измерении массового расхода сырой нефти, массового расхода сырой нефти без учета воды, объема и 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_OTCi, Q^, Q^) в трех различных объемных долях воды (10 %, 70 %, 95 %) и трех расходов газа (воздуха) (Q_ri, Q_r2₅ Q_r3)- 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 объема 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.

• 6.5.3.1 Допускаемую основную относительную погрешность z-ro измерения массового расхода сырой нефти, dQwtj, %, в /-ой точке определяют по формуле

  

(28)

где i ~ 1... 3;

Q^cij - средний массовый расход жидкости (сырой нефти), измеренный установкой, т/ч;

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

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

• 6.5.3.2 Допускаемую основную относительную погрешность z-ro измерения массового расхода сырой нефти без учета воды, SQ^j, %, в /-ой точке определяют по формуле

  

(29)

где i = 1 ...3;

Q»ij ~ средний массовый расход нефти (сырой без учета воды), измеренный установкой, т/ч;

Qntj ~ средний массовый расход имитатора нефти без учета воды, измеренный эталоном 1-го или 2-го разрядов, т/ч.

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

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

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

6.5.3.3Допускаемую основную относительную погрешность z'-ro измерения объемного расхода газа (воздуха), приведенного к стандартным условиям      %, в j-ой точке определяют по

формуле

где i = 1... 3;

Qrij ^_ средний объемный расход газа (воздуха), приведенный к стандартным условиям, измеренный установкой, м³/ч;

Qrtj ~ средний 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 прошедшей поверку, если допускаемые основные относительные погрешности измерений не превышают величин, указанных в пунктах 6.5.3.1, 6.5.3.2, 6.5.3.3.

В случае если это условие для любого z-го 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

• 6.5.3.1, 6.5.3.2 или 6.5.3.3, 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.

6.5.5.1Допускаемую основную относительную погрешность z-ro измерения массового расхода сырой нефти,      %, ву-ой точке определяют по формуле

(31)

где i = 1... 3;

Qo^tj “ Средний массовый расход жидкости (сырой нефти)_> измеренный установкой, т/ч;

Qictj “ средний 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 z-ro измерения массового расхода сырой нефти без учета воды,      %, ву-ой точке определяют по формуле

  

где i == 1... 3;

Qmj ” средний массовый расход нефти (сырой нефти без учета воды), измеренный установкой, т/ч;

QhIJ ” средний массовый расход нефти (сырой нефти без учета воды), измеренный эталоном 2-го разряда на месте эксплуатации, т/ч.

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

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

• - цри 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_rtj> %> ву-ой точке определяют по формуле

  
  

  (33)

где i = 1... 3;

Qrtj ~ средний объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям, измеренный установкой, м³/ч;

Qrtj “ средний объемный расход газа, приведённый к стандартным условиям, измеренный эталоном2-го разряда на месте эксплуатации, м³/ч.

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

Установка признается прошедшим поверку, если допускаемые основные относительные погрешности измерений не превышают величин, указанных в пунктах 655,1,65.5.2, 655.3.

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 ус'фанения 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

• 655.1, 655.2 или 65.5.3, результаты поверки считают отрицательными.

• 7. ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ПОВЕРКИ

  • 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, требованиях 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.

Средний коэффициент объемного расширения воды при пересчете к стандартным условиям, р, 'L/oq

(фрагмент из «Инструкция. Алгоритмы расчета объема сырой нефти, массы нетто

нефти и объема воды при их движении и хранении после первичной сепарации на оперативных узлах учета технологических объектов системы сбора и подготовки нефти», ФГУП ВНИИР 2010 г.)

ПРИЛОЖЕНИЕ Б

Средний коэффициент сжимаемости воды при пересчете к стандартным условиям, у * 10“⁴, 1/МПа (фрагмент из «Инструкция. Алгоритмы расчета объема сырой нефти, массы нетто нефти и объема воды при их движении и хранении после первичной сепарации на оперативных узлах учета технологических объектов системы сбора и подготовки нефти», ФГУП ВНИИР 2010 г.)

I inoTHOGTb нефти при температуре г. ’и

Плотность нефти при температуре f, *С

ПРИЛОЖЕНИЕ Г

Таблица коэффициентов сжимаемости нефти (фрагмент из Р 50.2.076-2010)