Методика поверки «ГСИ. СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИЕЙ СКВАЖИН АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ АСУ-ОРЭ» (МП 0498-9-2016)

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

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

Государственный научный метрологический центр

ФГУП «ВНИИР»

УТВЕРЖДАЮ

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИЕЙ СКВАЖИН АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ АСУ-ОРЭ Методика поверки

МП 0498-9-2016

Т

I__К.А. Левин

+7 (843)272-41-60

г. Казань

2016

РАЗРАБОТАНА

ФГУП «ВНИИР»

ИСПОЛНИТЕЛИ

УТВЕРЖДЕНА

Шабалин А.С.

ФГУП «ВНИИР»

Настоящая инструкция распространяется на «Системы управления эксплуатацией скважин автоматизированные АСУ-ОРЭ» (далее - сыстема), производимые ООО НПФ «Геоник» по ТУ 4318-001-70892980-2016, и устанавливает методику и средства их первичной и периодической поверок.

Интервал между поверками -12 месяцев.

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

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

• - эталоны 1-го разряда по ГОСТ 8.637-2013 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков», с диапазоном воспроизводимого массового расхода газожидкостной смеси, соответствующим рабочему диапазону поверяемой системы, 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 системы, с относительной погрешностью измерения объемного расхода газа (воздуха) до 1,5 %.

• - эталоны 2-го разряда по ГОСТ 8.637-2013 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков», 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 При проведении поверки системы может быть применен Государственный первичный специальный эталон единицы массового расхода газожидкостных смесей ГЭТ 195-2011 по ГОСТ 8.637-2013 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков», с диапазоном расходов от 2 до 110 т/ч (для жидкости), от 0,1 до 250 м³/ч (для газа), суммарные неопределенности: расхода газа находится в пределах ±0,38 %, расхода жидкости находится в пределах ±0,46 %.

• 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 систему.

• 3.2 Требования к квалификации поверителей.

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

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

• 4.1 При проведении поверки системы с применением эталонов 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 системы проводят путем определения доускаемой относительной основной погрешности измерений объемного расхода, приведенной основной погрешности измерений давления, абсолютной основной погрешности измерений температуры и допускаемой абсолютной основной погрешности измерений объёмного влагосодержания сырой нефти с применением эталона по п. 2.2.

• 4.3 Периодическую поверку системы проводят путем определения относительной погрешности измерений объемного расхода сырой нефти без выполнений п. 6.5.2.2, 6.5.2.3 и 6.5.2.4 с применением эталонов по п. 2.1.

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

• 6.1 Проверка комплектности технической документации

Проверяют наличие эксплуатационно-технической документации на систему и СИ, входящие в состав системы.

• 6.2 Внешний осмотр

  • 6.2.1 При внешнем осмотре устанавливают:

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

• - соответствие комплектности систему 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 системы, необходимо основном окне программы системы нажать на кнопку «Настройки», в открывшемся окне «Настройки» нажать на кнопку «Проверить контрольную сумму».

  • 6.3.2 Если полученные при этом идентификационные данные и идентификационные данные, указанные в описании типа системы, 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 системы, проводят в соответствии с нормативными документами на их поверку.

  • 6.4.2 Опробование системы проводят на эталонах по п 2.1 и 2.2.

  • 6.4.3 Опробование системы 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 системы.

6.5 Определение MX установки.

6.5.1. Определение MX установки проводят двумя способами:

с помощью стационарных эталонов по п 2.1 и 2.2 в испытательной лаборатории;

с помощью передвижных эталонов 2-го разряда на месте эксплуатации.

• 6.5.2 Определение допускаемой относительной основной погрешности измерений объемного расхода с помощью эталонов по п.2.1 и 2.2, приведенной основной погрешности измерений давления с помощью эталона по п. 2.2, абсолютной основной погрешности измерений температуры с помощью эталона по п. 2.2 и допускаемой абсолютной основной погрешности измерений объёмного влагосодержания сырой нефти системой с помощью эталона по п. 2.2 в испытательной лаборатории.

Допускаемая относительная основная погрешность измерений объемного расхода, приведенная основная погрешность измерений давления, абсолютная основная погрешность измерений температуры и допускаемая абсолютная основная погрешность измерений объёмного влагосодержания сырой нефти, измеренные системой, со значениями соответствующего параметра, измеренного эталоном по п.2.1 и 2.2, используя в качестве измеряемой среды газожидкостную смесь из имитатора нефти, воды и газа (воздуха).

Для поверки системы на эталоне по п.2.1 и 2.2 создается газожидкостный поток с комбинацией из трех расходов смеси имитатора нефти и воды (Q^i,     <2жз) в трех различных

объемных долях воды (10 %, 70 %, 95 %) и трех расходов газа (воздуха) (Q₂i, Q_?2, Q?3)- Расходы имитатора нефти и воды соответствуют минимальному, среднему и максимальному расходам, воспроизводимым на эталоне по п.2.1 и 2.2.

Определение допускаемой относительной основной погрешности измерений объемного расхода, приведенной основной погрешности измерений давления, абсолютной основной погрешности измерений температуры и допускаемой абсолютной основной погрешности измерений объёмного влагосодержания сырой нефти 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.

6.5.2.1 Дополнительную относительную основную погрешность z-ro измерения объемного расхода сырой нефти SQ_cntj, %, в у-ой точке определяют по формуле

(1)

где i = 1 ...3;

QcHij ” объемный расход сырой нефти, измеренный системой в z-ой точке, м³/ч;

Qcnij ” объемный расход сырой нефти, измеренный эталоном по п.2.1 и 2.2, м³/ч.

Значения допускаемой относительной основной погрешности измерений объемного расхода сырой нефти не должны превышать:

• - в диапазоне от 0 до 60 м³/сут - ± 4,0 %;

• - в диапазоне от 60 до 200 м³/сут - ± 2,0 %.

• 6.5.2.2 Приведенную основную погрешность измерений давления сырой нефти,5Р_сн£, %, в z-ой точке определяют по формуле:

  

  max ^rmin

(2)

где P_CHi “ давление сырой нефти, измеренное системой в z-ой точке, МПа;

Р_с^э_н£ - давление сырой нефти сырой нефти, измеренное эталоном по п.2.1 и 2.2 в z-ой точке, МПа;

Р_тах -максимальное значение давления сырой нефти, измеряемое системой, МПа;

Pmin ~ минимальное значение давления сырой нефти, измеряемое системой, МПа.

Значения приведенной основной погрешности измерений давления сырой нефти не должны превышать:

- в диапазоне от 0 до 60 МПа - ± 1,0 %.

• 6.5.2.3 Абсолютную основную погрешность измерений температуры сырой нефти,zlt_CH£, %, в z-ой точке определяют по формуле:

(3)

где t_CHf - температура сырой нефти, измеренная системой в z-ой точке, ° С;

tcHi - температура сырой нефти, измеренная эталоном по п.2.1 и 2.2 в z-ой точке, ° С.

Значения абсолютной основной погрешности измерений температуры сырой нефти не должны превышать:

-в диапазоне от -10 до + 120 ° С -± 1,0 ° С.

• 6.5.2.4 Допускаемую абсолютную основную погрешность измерений объёмного влагосодержания сырой нефти,21Ж_СН£₅ %, в z-ой точке определяют по формуле:

- 1Ср                              ⁽⁴⁾

где 1У_СН£ - объемный расход сырой нефти, измеренный системой в z-ой точке, м³/ч;

1У_с^э_н£ “ объемный расход сырой нефти, воспроизведенный эталоном по п.2.1 и 2.2 в z-ой точке, м³/ч.

Значения пределов допускаемой абсолютной основной погрешности измерений объёмного влагосодержания сырой нефти не должны превышать:

- в диапазоне от 0 до 100, % - ± 10,0 %.

Система признается прошедшей поверку, если погрешности измерений не превышают величин, указанных в пунктах 6.5.2.1, 6.5.2.2, 6.5.2.3 и 6.5.2.4.

В случае если это условие для любого z-ro измерения не выполняется, проводят дополнительное измерение соответствующей величины и повторно определяют допускаемую относительную основную 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 погрешность для каждого измерения. Если значения погрешности измерений вновь превышают значения, указанные в пунктах 6.5.2.1, 6.5.2.2, 6.5.2.3 и 6.5.2.4, результаты поверки считают отрицательными.

• 6.5.3 Определение допускаемой относительной основной погрешности измерений объемного расхода сырой нефти с помощью эталона 2-го разряда на месте эксплуатации.

Убедившись, что скважина находится в стационарном режиме добычи (закачки), проводят один контрольный замер дебита скважины с применением эталона 2-го разряда и системы.

Определяют среднюю допускаемую относительную основную погрешность измерений объемного расхода 5Q, %, по формуле

(\ ^п А

_  -£е,.х^ -о*

8Q =^<П'-' _QKf^J-----X100%                      (5)

где/< - К-фактор калибруемой системы, определенный в ходе проведения процедуры по п. 5.4 или 5.5 документа «Инструкция. ГСИ. Расходомер скважинный в составе «Автоматизированных систем управления эксплуатацией скважин АСУ-ОРЭ» производства ООО НПФ «Геоник». Методика калибровки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» от 16 августа 2016 года.

Q^ref - значение полученное системой в течение замера с применением эталона дебита по сырой нефти

Значения допускаемой относительной основной погрешности измерений объемного расхода сырой нефти не должны превышать:

• - в диапазоне от 12 до 60 м³/сут - ± 2,0 %;

• - в диапазоне от 60 до 168 м³/сут - ± 4,0 %.

Система признается прошедшей поверку, если относительные погрешности измерений не превышают величин, указанных в пунктах 6.5.3.

В случае если это условие для любого z'-го измерения не выполняется, проводят дополнительное измерение соответствующей величины и повторно определяют допускаемую относительную основную 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 6.5.3, результаты поверки считают отрицательными.

• 7.1 Результаты поверки оформляют протоколом.

• 7.2 При положительном результате поверки оформляют свидетельство о поверке в соответствии с ПриказомМинпромторга 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 систему к эксплуатации или оформляется раздел о поверке в паспорте системы.

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

При положительном результате периодической поверки системы знак поверки наносится: на свидетельство о поверке в виде оттиска поверительного клейма или наклейки.

• 7.3 При отрицательных результатах повторной поверки систему 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. Система после выдачи извещения о непригодности направляется в ремонт, утилизируется, либо используется для целей, не входящих в сферу государственного регулирования обеспечения единства измерений.

Системы управления эксплуатацией скважин автоматизированные АСУ-ОРЭ. Методика поверки Лист 10 из 10