Методика поверки «ГСОЕИ. УСТАНОВКИ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ «НИКА-ОПТИМАСС»» (МП 1227-9-2020 )

ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ РАСХОДОМЕТРИИ -ФИЛИАЛ ФЕДЕРАЛЬНОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО УНИТАРНОГО ПРЕДПРИЯТИЯ «ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ МЕТРОЛОГИИ им. Д.И. МЕНДЕЛЕЕВА»

ВНИИР - филиал ФГУП «ВНИИМ им. Д.И.Менделеева»

СОГЛАСОВАНО

И.о. директора филиала ВНИИР -

Государственная система обеспечения единства измерений

УСТАНОВКИ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ «НИКА-ОПТИМАСС»

Методика поверки

МП 1227-9-2020

Началь

Тел.

дела НИО-9

К.А. Левин

ejfc/(843)273-28-96

Казань

2020

ВНИИР - филиал ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева»

Кудусов Д.И., Ерзиков А.М.

ВНИИР - филиал ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева»

Настоящий документ распространяется на установки измерительные «НИКА-ОПТИМАСС» (далее по тексту - установки) и устанавливает методику первичной поверки при вводе в эксплуатацию и после ремонта, а также периодической поверки при эксплуатации.

Поверка установок осуществляется в соответствии с ГОСТ 8.637-2013 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков», согласно которой обеспечивается прослеживаемость поверяемого средства измерений (далее по тексту - СИ) к государственному первичному специальному эталону единицы массового расхода газожидкостных смесей ГЭТ 195-2011.

Реализация методики поверки обеспечивается проливным методом и методом поэлементной поверки.

При проведении поверки выполняют операции, приведенные в таблице 1.

Таблица 1 - Операции поверки

3 Требования к условиям проведения поверки

3.1 При проведении поверки установок проливным методом в лаборатории (не на

месте эксплуатации) соблюдают следующие условия Таблица 2 - Условия проведения поверки

• 3.2   Первичную и периодическую поверки установок, кроме случаев, предусмотренных п. 4.3 данной методики, проводят путем определения допускаемой относительной погрешности при измерении массы и массового расхода скважинной жидкости, массы и массового расхода скважинной жидкости без учета воды, объема и объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, с применением эталонов, указанных в разделе 4.

• 3.3 При проведении поверки поэлементным способом соблюдают условия в соответствии с требованиями нормативной документации на поверку СИ, входящих в состав установки.

• 3.4 При проведении поверки установки на месте эксплуатации температура окружающего воздуха, относительная влажность воздуха и атмосферное давление не нормируются.

• 4.1 Метрологические и технические требования к средствам поверки приведены в

  таблице 3.

Таблица 3 - Метрологические и технические требования к средствам поверки

4.2 Допускается при проведении поверки применение Государственного первичного специального эталона единицы массового расхода газожидкостных смесей ТЭТ 195-2011.

• 4.3  Если специфика эксплуатации не допускает возможности проведения периодической поверки установки проливным способом с использованием вышеуказанных эталонов, либо вышеуказанные эталоны отсутствуют, то допускается проводить поверку поэлементным способом, с применением эталонов в соответствии с методиками поверки СИ, входящих в состав установки.

• 4.4 Эталоны единиц величин, применяемые при поверке, должны быть утверждены приказом Росстандарта в соответствии с п.6 Положения об эталонах единиц величин, используемые в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 23.09.2010 г. № 734. Средства измерений, применяемые при поверке, должны быть утвержденного типа.

• 5.1 При проведении поверки соблюдают требования, определяемые:

• - в области охраны труда - Трудовым кодексом Российской Федерации;

• - в области промышленной безопасности - Федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (Приказ Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 15.12.2020 № 534 «Об утверждении федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности»), Руководством по безопасности «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов» (приказ № 784 от 27 декабря 2012 г. «Об утверждении Руководства по безопасности «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов»), а также другими действующими отраслевыми документами;

• - в области пожарной безопасности - Федеральным законом Российской Федерации от 22 июля 2008 г. № 123-ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности», СНиП 21.01-97«Пожарная безопасность зданий и сооружений»;

• - в области соблюдения правильной и безопасной эксплуатации электроустановок -Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей;

• - в области охраны окружающей среды - Федеральным законом Российской Федерации от 10 января 2002 г. № 7-ФЗ (ред. 12 марта 2014 г.) «Об охране окружающей среды» и другими действующими законодательными актами на территории РФ.

В соответствии с классификацией помещений и наружных установок по классу взрывоопасных и пожароопасных зон установок относится к категории В-1а по Правилам устройства электроустановок», по категории и группе взрыво-пожароопасной смеси - ПА -ТЗ по ГОСТ 30852.5-2002 «Электроооборудование взрывозащищенное. Часть 4. Метод определения температуры самовоспламенения».

Площадка установок должна содержаться в чистоте без следов нефти и должна быть оборудована первичными средствами пожаротушения согласно Правил противопожарного режима в Российской Федерации.

Вторичную аппаратуру и щиты управления относят к действующим электроустановкам с напряжением до 1000 В, на которые распространяются Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей, Правила устройства электроустановок.

При внешнем осмотре проверяют комплектность и внешний вид установки.

• 6.1  Комплектность установки должна соответствовать ее описанию типа и эксплуатационной документации.

• 6.2 При проверке внешнего вида установки должны выполняться следующие требования:

• -  на компонентах установки не должно быть механических повреждений, препятствующих ее применению и проведению поверки;

• - надписи и обозначения на компонентах установки должны быть четкими и читаемыми без применения технических средств, соответствовать технической документации;

• 6.3 Установка, не прошедшая внешний осмотр, к дальнейшей поверке не допускается.

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

• 7.2 Проверяют герметичность установки.

Проверку герметичности установки проводят согласно эксплуатационной документации на установку.

Установка считается выдержавшей проверку, если на её элементах и компонентах нет следов протечек или снижения давления по контрольному манометру более чем на половину цены деления шкалы.

Установка, не прошедшая проверку герметиченности, к дальнейшей поверке не допускается.

• 7.3 Опробование

  • 7.3.1 Опробование установки проводят на эталонах 1-го или 2-го разряда в поверочной лаборатории, либо на месте эксплуатации.

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

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

  • 7.3.4 При поэлементной поверке опробование установки допускается не проводить.

Установка, не прошедшая опробование, к дальнейшей поверке не допускается.

• 8.1 Проверка идентификационных данных ПО установки

ПО должно иметь идентификационные признаки, соответствующие указанным в таблице 4.

Таблица 4 - Идентификационные данные ПО установки:

Идентификация программного обеспечения может быть произведена визуально, при помощи окна «О программе», отображающейся на панели оператора.

• 9.1  Определение метрологических характеристик установки проводят тремя способами:

поэлементным способом;

с помощью эталона 1-го или 2-го разрядов в лаборатории (или Государственного первичного специального эталона единицы массового расхода газожидкостных смесей ТЭТ 195-2011);

с помощью эталона 2-го разряда на месте эксплуатации.

• 9.1.1 Поверка поэлементным способом осуществляется в соответствии с методиками поверок средств измерений, входящих в состав установки.

Если все СИ, входящие в состав установки, прошли поверку с положительным результатом, то результат поверки установки считают положительным, установку -пригодной к применению. Допускается при поверке поэлементным способом использовать результаты поверки сторонних организаций. Сведения о поверке СИ, входящих в состав установки, должны содержатся в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений.

• 9.1.2 Определение допускаемой относительной основной погрешности при измерении массового расхода скважинной жидкости, массового расхода скважинной жидкости без учета воды, объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, с помощью эталонов 1-го или 2-го разрядов¹ (или Государственного первичного специального эталона единицы массового расхода газожидкостных смесей ГЭТ 195-2011).

  • 9.1.2.1 Допускаемую относительную основную 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) с параметрами согласно таблице 5. В каждой у-й точке проводят не менее трех измерений.

Таблица 5 - Параметры газожидкостного потока при поверке

- максимальный расход жидкости, воспроизводимый эталоном или максимальный расход жидкости, измеряемый установкой, согласно описанию типа и эксплуатационной документации, т/ч

максимальный расход газа, приведенный к стандартным условиям, воспроизводимый эталоном или максимальный расход, измеряемый установкой согласно описанию типа и эксплуатационной документации, м³/ч

• 9.1.3 Определение допускаемой относительной основной погрешности при измерении массового расхода скважинной жидкости, массового расхода скважинной жидкости без учета воды, объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, с помощью эталона 2-го разряда на месте эксплуатации.

  • 9.1.3.1 Допускаемую относительную основную погрешность при измерении каждого параметра массового расхода скважинной жидкости, массового расхода скважинной жидкости без учета воды и объемного расхода попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, определяют сравнением результатов измерений установки с результатами измерений, полученными с помощью эталона 2-го разряда. В качестве измеряемой среды используется реальный флюид, поступающий из скважин(ы).

  • 9.1.3.2 Измерения производятся при последовательном включении в поток установки и эталона 2-го разряда, в соответствии с их эксплуатационной документацией. Процессы измерений не должны происходить одновременно, т.е. сначала проводят измерения с применением измерительной установки, далее с применением эталона 2-го разряда.

  • 9.1.3.3 В зависимости от количества обслуживаемых измерительной установкой скважин, определяется количество точек расхода, в которых осуществляется поверка. Если установка обслуживает более трех скважин, то выбираются три скважины с наименьшим, средним и максимальным расходом скважинной жидкости. Если измерительная установка обслуживает три и менее скважин, то проводят не менее трех измерений на каждой скважине. За результат измерений принимается среднее значение измеряемой величины в каждой точке.

  • 9.1.3.4 При поверке установки в условиях эксплуатации с помощью эталона 2-го разряда, поверка средств измерений из состава установки, участвующих в процессе измерений массового расхода скважинной жидкости, массового расхода скважинной жидкости без учета воды и объемного расхода попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, не проводится. При выходе из строя средства измерений из состава установки допускается его замена на такое же или аналогичное средство измерений с положительным результатом поверки на момент замены. После проведения работ по замене, повторная поверка установки не проводится.

• 9.2. При отсутствии необходимости измерений массы и массового расхода скважинной жидкости, и/или массы и массового расхода скважинной жидкости без учета воды и/или объема и объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, а также при отсутствии в составе установки измерительных функций для измерений вышеуказанных величин, допускается проводить поверку установки в сокращенном диапазоне измерений.

• 10.1 При каждом /-м измерении допускаемую относительную основную погрешность измерений массового расхода смеси имитатора нефти и воды      %, при /-ом измерении в

/-ой точке определяют по формуле

Q -Q³

SQ_MI =                                             (1)

• - массовый расход смеси имитатора нефти и воды, измеренный установкой, при /-ом измерении в /-ой точке расхода, т/ч;

• - массовый расход смеси имитатора нефти и воды, воспроизведенный ГЭТ 195, при /-ом измерении в /-ой точке расхода, т/ч.

допускаемой относительной основной погрешности измерений массового

расхода смеси имитатора нефти и воды при каждом измерении не должно превышать ± 2,5 %.

• 10.2 Допускаемую относительную основную погрешность измерений массового расхода имитатора нефти 8Q_{Hij 9} %, при /-ом измерении в /-ой точке определяют по формуле

Q -Q³

SQ    —^-100,

x^hij         Г)^э             ’

Z^HIJ

где Q - массовый расход имитатора нефти, измеренный установкой, при /-ом

^H,J измерении вj-ой точке, т/ч;

q^j - массовый расход имитатора нефти, воспроизведенный ГЭТ 195, при /-ом ^му измерении вj-ой точке, т/ч.

Значение допускаемой относительной основной погрешности измерений массового расхода имитатора нефти не должно превышать:

• - при объемной доле воды в смеси до 70 %                              ± 6,0 %;

• - при объемной доле воды в смеси свыше 70 % до 95 %                 ± 15,0 %.

• - свыше 95%                                                 не нормируется.

• 10.3 Допускаемую относительную основную погрешность измерений объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям, ^Q_2iJ, %, при /-ом измерении в j-ой точке определяют по формуле

Q -О^э

3Q,,,      ^ЮО,

x-eij

• - объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям, измеренный установкой при /-ом измерении в j-ой точке, м³/ч;

• -  объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям, воспроизведенный ГЭТ 195 при /-ом измерении ву-ой точке, м³/ч.

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

Установка признается прошедшей поверку, если допускаемые основные относительные погрешности измерений не превышают величин, указанных в пунктах 10.1,

• 10.2, 10.3.

В случае если это условие для любого измерения не выполняется, проводят дополнительное измерение соответствующей величины и повторно определяют допускаемую относительную основную погрешность измерения соответствующей величины. Если после этого значение допускаемой относительной основной 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 измерения соответствующей величины и определяют допускаемую относительную основную погрешность. Если значения допускаемой относительной основной погрешности измерений вновь превышают значения, указанные в пунктах 10.1, 10.2 или 10.3, результаты поверки считают отрицательными.

Сведения о результатах поверки установки в целях подтверждения поверки передаются в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений в соответствии с Приказом Минпромторга России от 31 июля 2020 г. № 2510 «Об утверждении порядка проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».

По заявлению владельца установки или лица, предоставившего установку на поверку, в соответствии с Приказом Минпромторга России от 31 июля 2020 г. № 2510:

• - при положительных результатах поверки выдается свидетельство о поверке;

• - в случае отрицательных результатов поверки выдается извещение о непригодности к применению.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке установок.

Результаты поверки проливным способом оформляют протоколом произвольной формы.

При отрицательных результатах поверки установку к эксплуатации не допускают.

9

¹

Если в качестве рабочей среды в эталоне 2-го разряда используют газожидкостную смесь, состоящую из воды и воздуха, то допускаемую относительную основную погрешность при измерении массового расхода скважинной жидкости без учета воды не определяют.

²

Расход газа (воздуха) выбирается при опробовании установки и зависит от расхода жидкости, а также

³

эксплуатационных возможностей стенда и установки.