Методика поверки «ГСОЕИ. Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси НГДУ «Азнакаевскнефть» на УПВСН «Дусюмово» НГДУ «Джалильнефть»» (НА.ГНМЦ.0625-21 МП)

СОГЛАСОВАНО

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси НГДУ «Азнакаевскнефть» на УПВСН «Дусюмово» НГДУ «Джалильнефть»

Методика поверки

НА.ГНМЦ.0625-21 МП

Казань

2021

Обособленным подразделением Головной научный метрологический центр АО «Нефтеавтоматика» в г. Казань

(ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика»)

Давыдова Е.Н.,

Стеряков О.В.

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси НГДУ «Азнакаевскнефть» на УПВСН «Дусюмово» НГДУ «Джалильнефть» (далее по тексту - СИКНС) и устанавливает методику её первичной и периодической поверки.

Поверку СИКНС проводят в диапазоне измерений, указанном в описании типа СИКНС, или фактически обеспечивающимся при поверке диапазоне измерений с обязательным указанием в свидетельстве о поверке информации об объеме проведения поверки.

Фактический диапазон измерений не может превышать диапазона измерений, указанного в описании типа СИКНС.

Интервал между поверками СИКНС: один год.

Метрологические характеристики СИКНС подтверждаются расчетноэкспериментальным методом в соответствии с разделом 9 настоящей методики поверки.

При определении метрологических характеристик в рамках проводимой поверки обеспечивается передача единицы массового расхода жидкости, в соответствии с государственной поверочной схемой, утвержденной приказом Росстандарта от 07.02.2018 г. № 256, подтверждающая прослеживаемость к Государственному первичному специальному эталону ГЭТ 63-2019.

Реализован метод непосредственного сравнения результата измерения поверяемого средства измерений со значением, определенного эталоном.

2.1 При проведении поверки выполняют следующие операции, приведенные в таблице 1.

• 2.2 Поверку СИКНС прекращают при получении отрицательных результатов при проведении той или иной операции.

• 3.1 При проведении поверки соблюдают условия в соответствии с требованиями нормативных документов (НД) на поверку СИ, входящих в состав СИКНС.

3.2 При проведении поверки в условиях эксплуатации СИКНС метрологические и основные технические характеристики нефтегазоводяной смеси и СИКНС должны соответствовать требованиям, приведенным в таблице 2. Табл и ца2 — Метрологические и технические характеристики

• 3.3 При проведении определения относительной погрешности ИК массы и массового расхода нефтегазоводяной смеси соблюдают следующие условия:

• - определение MX счетчиков-расходомеров массовых Micro Motion модели CMF (далее по тексту - СРМ) проводят на месте эксплуатации в комплекте с элементами измерительных линий (ИЛ);

• - отклонение массового расхода рабочей жидкости от установленного значения в процессе определения СРМ не должно превышать 2,5 %;

• - температура, влажность окружающей среды и физико-химические показатели рабочей жидкости должны соответствовать условиям эксплуатации СИКНС;

-диапазоны рабочего давления и массового расхода определяются типоразмером СРМ, рабочим диапазоном массового расхода ПУ и технологическими требованиями;

• - регулирование массового расхода проводят при помощи регулятора расхода, расположенного после ПУ и (или) на ИЛ. Допускается вместо регулятора расхода использовать запорную арматуру.

4.1 Основное средство поверки приведено в таблице 3.

ТаблицаЗ - Основное средство поверки

• 4.2 Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение MX поверяемой СИКНС с требуемой точностью.

• 5.1 При проведении поверки соблюдают требования, определяемые:

в области охраны труда и промышленной безопасности:

• - «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», утв. приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 15.12.2020г. № 534;

-Трудовой кодекс Российской Федерации от 30.12.2001 № 197-ФЗ;

в области пожарной безопасности:

• - СНиП 21-01-97 «Пожарная безопасность зданий и сооружений»;

• - «Правила противопожарного режима в Российской Федерации», утверждены постановлением Правительства РФ от 16.09.2020 г. № 1479;

• - Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств», утв. приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 15.12.2020 г. № 533;

в области соблюдения правильной и безопасной эксплуатации электроустановок:

• - «Об утверждении правил по охране труда при эксплуатации электроустановок», утв. приказом Министерства труда и социальной защиты РФ от 15.12.2020г. № 903н;

• - ПУЭ «Правила устройства электроустановок»;

в области охраны окружающей среды:

• - Федерального закона от 10.01.2002 г. № 7-ФЗ «Об охране окружающей среды» и других законодательных актов по охране окружающей среды, действующих на территории РФ.

• 5.2 При появлении течи рабочей жидкости, загазованности и других ситуаций, нарушающих процесс поверки, поверка должна быть прекращена.

• 6.1 При внешнем осмотре должно быть установлено соответствие СИКНС следующим требованиям:

• - комплектность СИКНС должна соответствовать технической документации;

• - на компонентах СИКНС не должно быть механических повреждений и дефектов покрытия, ухудшающих внешний вид и препятствующих применению;

• - надписи и обозначения на компонентах СИКНС должны быть четкими и соответствующими технической документации.

• 6.2 Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может влиять на показания СИ, входящих в состав СИКНС, должна быть обеспечена возможность пломбирования в соответствии с описаниями типа СИ либо в соответствии с МИ 3002-2006 (при отсутствии информации о пломбировании в описании типа СИ).

• 7.1 Подготовку к поверке проводят в соответствии с инструкцией по эксплуатации СИКНС и НД на поверку СИ, входящих в состав СИКНС.

• 7.2 Перед проведением поверки СИКНС выполняют следующее:

• - проверяют наличие действующих сведений о поверке на все средства поверки;

• - проверяют правильность монтажа средств поверки и СРМ;

• - подготавливают средства поверки согласно указаниям технической документации.

• 7.3 Перед проведением определения относительной погрешности ИК массы и массового расхода нефтегазоводяной смеси выполняют следующее:

• - подготавливают преобразователь СРМ в соответствии с технической документацией, устанавливают или проверяют установленные коэффициенты, в том числе:

• - градуировочный коэффициент СРМ,

• - коэффициент коррекции СРМ,

- значение массового расхода и соответствующее ему значение частоты выходного сигнала СРМ или коэффициент преобразования СРМ;

- проверяют или устанавливают в контроллере измерительно-вычислительном OMNI-3000/6000 (далее по тексту - ИВК) значение массового расхода и соответствующее ему значение частоты выходного сигнала СРМ или коэффициент преобразования СРМ К_пм, значению в где f_M - значение частоты, установленное в преобразователе СРМ, Гц;

Q_M - значение массового расхода, установленное в преобразователе СРМ, т/ч;

• - вводят в память ИВК или проверяют введенные ранее данные, необходимые для обработки результатов поверки;

• - при рабочем давлении проверяют герметичность системы, состоящей из СРМ и ПУ. При этом не допускается появление капель или утечек рабочей жидкости через сальники, фланцевые, резьбовые или сварные соединения при наблюдении в течение 5 мин;

• - проверяют герметичность задвижек, через которые возможны утечки рабочей жидкости, влияющие на результаты измерений при поверке;

• - проводят установку нуля СРМ согласно технической документации;

• - проводят установку нуля ПУ согласно технической документации.

• 7.4 При опробовании проверяют работоспособность СИКНС в соответствии с инструкцией по эксплуатации путем просмотра отображения измеренных СИ значений на экране АРМ оператора и формирования отчета СИКНС (двухчасового или сменного).

• 7.5 Результаты опробования считают положительными, если на экране АРМ оператора отображаются измеренные СИ значения, отчет (двухчасовой или сменный) формируется и отсутствуют аварийные сообщения о работе СИКНС.

• 8.1 Проверка идентификационных данных ПО комплексов измерительновычислительных расхода и количества жидкостей и газов «АБАК+» (далее по тексту - ИВК) (основного и резервного).

Проверка идентификационных данных ПО ИВК проводится по номеру версии ПО и цифровому идентификатору ПО.

Для просмотра идентификационных данных ПО ИВК необходимо выполнить следующие действия: на панели ИВК нажать кнопку «ИНФОРМАЦИЯ», после чего на мониторе ИВК отобразятся идентификационные данные ПО ИВК.

Результат подтверждения соответствия ПО ИВК считается положительным, если полученные идентификационные данные ПО ИВК (идентификационное наименование, номер версии и цифровой идентификатор) соответствуют идентификационным данным, указанным в таблице 2 описания типа СИКН.

• 8.2 Проверка идентификационных данных ПО автоматизированного рабочего места оператора с программным обеспечением Генератор отчетов АБАК REPORTER (далее по тексту - АРМ оператора).

Проверка идентификационных данных ПО АРМ оператора проводится по номеру версии ПО.

Чтобы определить идентификационные данные ПО АРМ оператора необходимо выполнить следующие процедуры: в проводнике Windows найти файл C:\data\AbakReporter\mDLL.dll; нажать на нем правой кнопкой мыши; в открывшемся меню выбрать «Свойства» и в появившемся окне выбрать вкладку «Подробно», в которой есть строка с версией файла.

Результат подтверждения соответствия ПО ИВК считается положительным, если полученные идентификационные данные ПО ИВК (идентификационное наименование, номер версии и цифровой идентификатор) соответствуют идентификационным данным, указанным в таблице 2 описания типа СИКН.

• 8.3 Если идентификационные данные, указанные в описании типа СИКН и полученные в ходе выполнения п. 8.1 и п. 8.2 идентичны, то делают вывод о подтверждении соответствия ПО СИКН ПО, зафиксированному во время проведения испытаний в целях утверждения типа, в противном случае результаты поверки признают отрицательными. Сведения о подтверждении соответствия/не соответствия ПО СИКН приводятся в протоколе поверки (Приложение А).

• 9.1 Проверка результатов поверки СИ, входящих в состав СИКНС.

Проверяют наличие действующих сведений о поверке у СИ, входящих в состав СИКНС, поверка которых проводится в соответствии с методиками поверки, установленными при утверждении типа данных СИ, кроме счетчиков-расходомеров массовых Micro Motion модели CMF (регистрационный № в ФИФОЕИ 13425-01).

Сведения результатов проверки заносят в таблицу А.1 Приложения А методики поверки СИКН.

Если очередной срок поверки СИ из состава СИКН наступает до очередного срока поверки СИКН, поверяется только эти СИ, при этом поверку СИКН не проводят.

• 9.2 Определение относительной погрешности ИК массы и массового расхода нефтегазоводяной смеси.

• 9.2.1 Определение относительной погрешности ИК массы и массового расхода нефтегазоводяной смеси проводят комплектным способом с применением ПУ.

При определении относительной погрешности ИК массы и массового расхода нефтегазоводяной смеси выполняют следующие операции:

• - внешний осмотр (п.п. 9.2.2);

• - опробование (п.п. 9.2.3);

• - определение MX (п. 9.2.4);

• - обработка результатов измерений (п. 9.2.5).

• 9.2.2 Внешний осмотр.

При внешнем осмотре устанавливают соответствие СРМ следующим требованиям:

• - комплектность соответствует указанной в технической документации;

• - отсутствуют механические повреждения и дефекты, препятствующие применению;

• - надписи и обозначения на СРМ четкие и соответствуют требованиям технической документации.

• 9.2.3 Опробование.

• 9.2.3.1 Опробование СРМ проводят совместно со средствами поверки.

• 9.2.3.2 Устанавливают массовый расход рабочей жидкости в пределах рабочего диапазона измерений массового расхода СРМ.

• 9.2.3.3 Наблюдают на дисплее ИВК значения следующих параметров:

• - массового расхода рабочей жидкости в СРМ;

• - частоты выходного сигнала СРМ;

• - массового расхода рабочей жидкости в ПУ;

• - частоты выходного сигнала ПУ.

9.2.4 Определение MX.

• 9.2.4.1 При определении MX определяют следующее:

• - градуировочный коэффициент СРМ в рабочем диапазоне измерений массового расхода или коэффициент коррекции СРМ в рабочем диапазоне измерений массового расхода;

• - границу относительной погрешности СРМ в рабочем диапазоне измерений массового расхода.

Согласно технической документации градуировочный коэффициент соответствует значению Flow Cal, г/с/мкс.

• 9.2.4.2 Определение MX СРМ проводят не менее чем в трёх точках рабочего диапазона измерений массового расхода. В каждой точке расхода для рабочего СРМ проводят не менее пяти измерений, для контрольного СРМ проводят не менее семи измерений. Последовательность выбора точек расхода может быть произвольной.

• 9.2.4.3 Для определения MX СРМ устанавливают выбранное значение массового расхода по показаниям ПУ.

После стабилизации расхода проводят необходимое количество измерений.

ИВК одновременно начинает отсчет импульсов выходных сигналов ПУ и СРМ. При достижении заданного количества импульсов выходного сигнала СРМ или истечении заданного времени измерения или при прохождении заданного значения массы рабочей жидкости через СРМ ИВК одновременно заканчивает отсчет импульсов выходных сигналов ПУ и СРМ.

Если количество импульсов выходного сигнала ПУ или СРМ за время измерения меньше 10000, то ИВК должен определять количество импульсов с долями.

При использовании термометров и манометров с визуальным отсчетом фиксируют температуру и давление рабочей жидкости один раз за время измерения.

Результаты измерений заносят в протокол поверки СИКНС (Приложение А). Форма протокола определения относительной погрешности ИК массы и массового расхода нефтегазоводяной смеси, при применении ПУ с одним эталонным СРМ (ЭСРМ), приведена в приложении Б1. Форма протокола определения относительной погрешности ИК массы и массового расхода нефтегазоводяной смеси, при применении ПУ с несколькими ЭСРМ, приведена в приложении Б2. Допускается в таблицах протокола удалять ненужные и добавлять необходимые столбцы и строки.

При заполнении протокола полученные результаты измерений и вычислений округляют в соответствии с таблицей 4.

Таблица4 - Точность представления результатов измерений и вычислений

Единицу измерения градуировочного коэффициента выбирают в

соответствии с п. 7.3.

При количестве цифр в целой части числа больше рекомендованного количества значащих цифр число округляют до целого.

• 9.2.5 Обработка результатов измерений.

• 9.2.5.1 Массу рабочей жидкости, измеренную с помощью ПУ за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода Мэр, т, вычисляют по формуле

  
  

  ^пмэ

  для ПУ с одним ЭСРМ,

  (2.1)

q

M_3jj = £M_3ik Для ПУ с несколькими ЭСРМ,                          (2.2)

к=1

(2.3) •'пмЭк

где N_3ji - количество импульсов от ЭСРМ за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, имп;

К_пмэ - коэффициент преобразования ЭСРМ, имп/т;

M_3jik - масса рабочей жидкости, измеренная k-м ЭСРМ за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, т;

N_3jjk - количество импульсов от k-го ЭСРМ за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, имп;

К_ПМЗк “ коэффициент преобразования k-го ЭСРМ, имп/т;

q - количество ЭСРМ, используемых в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода.

Вычисление массы рабочей жидкости допускается проводить согласно алгоритму, реализованному в ИВК, прошедшем испытания в целях утверждения типа.

• 9.2.5.2 При использовании нескольких ЭСРМ массовый расход рабочей жидкости через k-й ЭСРМ за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода Q_jik, т/ч, вычисляют по формуле

^M9iik

Q_jlk =-^-3600,                                                   (3)

г

где "Гр - время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, с.

• 9.2.5.3 Массовый расход рабочей жидкости через СРМ за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода С^, т/ч, вычисляют по формуле

М_эп

Q =^1-3600.

^J Т

JI

• 9.2.5.4 Массовый расход рабочей жидкости через СРМ в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода Qj, т/ч, вычисляют по формуле

  

  П;

(5)

где Qj, - массовый расход рабочей жидкости через СРМ за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, т/ч;

nj - количество измерений в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода.

• 9.2.5.5 Нижний и верхний предел рабочего диапазона измерений массового расхода Qmin, Qmax, т/ч, вычисляют по формулам

  
  

(6)

(7)

где Qj - массовый расход рабочей жидкости через СРМ в j-ой точке рабочего

• 9.2.5.6 Массу рабочей жидкости, измеренную с помощью СРМ за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода Mj,, т, вычисляют по формуле

где Njj - количество импульсов от СРМ за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, имп;

К_пм - коэффициент преобразования СРМ, имп/т.

Вычисление массы рабочей жидкости допускается проводить согласно алгоритму, реализованному в ИВК, прошедшем испытания в целях утверждения типа.

• 9.2.5.7 Градуировочный коэффициент СРМ в рабочем диапазоне измерений массового расхода К_м вычисляют по формуле

(9)

(Ю) (11)

где K_Mj - среднее значение градуировочного коэффициента СРМ в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода;

m - количество точек рабочего диапазона измерений массового расхода; K_Mji - значение градуировочного коэффициента СРМ для i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода;

rij - количество измерений в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода;

M_3ji - масса рабочей жидкости, измеренная с помощью ПУ в соответствии с п. 4.1 за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, т;

Mjj - масса рабочей жидкости, измеренная с помощью СРМ за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, т;

К_Муст - градуировочный коэффициент, установленный в СРМ на момент проведения определения MX СРМ.

Единицу измерения градуировочного коэффициента выбирают в соответствии с п. 7.3.

• 9.2.5.8 Коэффициент коррекции СРМ в рабочем диапазоне измерений массового расхода MF, вычисляют по формуле

m

IMF,

MF = —---,

m

E^MFji

MFj= —----,

ⁿi

^M3ii

MFjj =-—p-■ MF_yCT,

где MFj - среднее значение коэффициента коррекции СРМ в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода;

MFjj - значение коэффициента коррекции СРМ для i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода;

M_3ji - масса рабочей жидкости, измеренная с помощью ПУ в соответствии с п. 4.1 за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, т;

Мр - масса рабочей жидкости, измеренная с помощью СРМ за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, т;

MF_ycT - коэффициент коррекции, установленный в СРМ на момент проведения определения MX СРМ.

• 9.2.5.9 Оценка СКО результатов измерений в точках определения MX. CKO результатов измерений в j-ой точке рабочего диапазона измерений

массового расхода Sj, %, при определении К_м вычисляют по формуле

(15)

где K_Mj - среднее значение градуировочного коэффициента СРМ в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода;

K_Mji - значение градуировочного коэффициента СРМ для i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода;

п, - количество измерений в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода.

где MFj - среднее значение коэффициента коррекции СРМ в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода;

MFjj - значение коэффициента коррекции СРМ для i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода.

Единицу измерения градуировочного коэффициента выбирают в соответствии с п. 5.3.

Проверяют выполнение следующего условия

Sj < 0,05%.                                                                 (17)

При выполнении данного условия продолжают обработку результатов измерений.

При невыполнении данного условия выявляют наличие промахов в полученных результатах вычислений, согласно приложению В. Выявленный промах исключают и проводят дополнительное измерение. При отсутствии промахов выясняют и устраняют причины, обуславливающие невыполнение данного условия и повторно проводят измерения.

• 9.2.5.10 Границу не исключенной систематической погрешности СРМ в рабочем диапазоне измерений расхода 0_L, %, вычисляют по формулам

⁼ 1J ' V®M ⁺®ИВК ⁺ ®A +®Z ⁺ ®Mt ⁺ ®МР >                             (18)

где 0_М - граница не исключенной систематической погрешности определения массы рабочей жидкости с помощью ПУ, %;

0_ИВК - граница не исключенной систематической погрешности, обусловленной погрешностью ИВК при определении коэффициента преобразования СРМ по ПУ, %;

0_А - граница не исключенной систематической погрешности, обусловленной аппроксимацией градуировочной характеристики СРМ в рабочем диапазоне измерений массового расхода СРМ, %;

0_Z - граница не исключенной систематической погрешности, обусловленной нестабильностью нуля СРМ (при отсутствии или компенсации дополнительной погрешности, обусловленной нестабильностью нуля СРМ, принимают равной нулю), %;

0_Mt - граница не исключенной систематической погрешности, обусловленной влиянием отклонения температуры рабочей жидкости в условиях эксплуатации СРМ от температуры рабочей жидкости при определении MX (при отсутствии или компенсации дополнительной погрешности, обусловленной влиянием отклонения температуры рабочей жидкости в условиях эксплуатации СРМ от температуры рабочей жидкости при определении MX, принимают равной нулю), %;

0_мр - граница не исключенной систематической погрешности, обусловленной влиянием отклонения давления рабочей жидкости в условиях эксплуатации СРМ от давления рабочей жидкости при определении MX (при отсутствии или компенсации дополнительной погрешности, обусловленной влиянием отклонения давления рабочей жидкости в условиях эксплуатации СРМ от давления рабочей жидкости при определении MX, принимают равной нулю), %;

5_РЭ - предел допускаемой относительной погрешности ПУ (берут из свидетельства о поверке или протокола поверки ПУ, при использовании ПУ с несколькими ЭСРМ берут наибольшее значение), %;

5_ИВК - предел допускаемой относительной погрешности ИВК при преобразовании параметров входных электрических сигналов в значение коэффициента преобразования (градуировочного коэффициента, коэффициента коррекции) СРМ по ПУ (берут из свидетельства о поверке или протокола поверки ИВК), %;

ZS - стабильность нуля СРМ (берут из технической документации на СРМ), т/ч;

Q_min - нижний предел рабочего диапазона измерений массового расхода СРМ, т/ч;

0_t - значение массового расхода, при котором определяется дополнительная погрешность, обусловленная отклонением температуры рабочей жидкости при эксплуатации СРМ от температуры рабочей жидкости при определении MX, т/ч;

0_НОМ - номинальное значение массового расхода СРМ (берут из технической документации на СРМ), т/ч;

0_Мтах ^_ максимальное значение массового расхода СРМ, т/ч;

5^ - значение дополнительной погрешности, обусловленной отклонением температуры рабочей жидкости при эксплуатации СРМ от температуры рабочей жидкости при определении MX (берут из описания типа или технической документации на СРМ), %/°С;

At - максимальное отклонение температуры рабочей жидкости при эксплуатации СРМ от температуры рабочей жидкости при определении MX, °C;

t_n - среднее значение температуры рабочей жидкости при определении MX, °C;

t_min, t_max - нижний и верхний предел рабочего диапазона температур рабочей жидкости при эксплуатации СРМ, °C;

5_Рд - значение дополнительной погрешности, обусловленной отклонением давления рабочей жидкости при эксплуатации СРМ от давления рабочей жидкости при определении MX (берут из описания типа или технической документации на СРМ), %/0,1 МПа;

АР - максимальное отклонение давления рабочей жидкости при эксплуатации СРМ от давления рабочей жидкости при определении MX, МПа;

P_min, P_max - нижний и верхний предел рабочего диапазона давлений рабочей жидкости при эксплуатации СРМ, МПа;

Р_п - среднее значение давления рабочей жидкости при определении MX, МПа.

Единицу измерения градуировочного коэффициента выбирают в соответствии с п. 7.3.

• 9.2.5.11 СКО среднего значения результатов измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода S_Oj, %, вычисляют по формуле

  

где Sj - СКО результатов измерений в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, %.

• 9.2.5.12 Границу случайной погрешности СРМ в рабочем диапазоне измерений массового расхода при доверительной вероятности Р=0,95 г, %, вычисляют по формулам

E = max(sj)                                                               (31)

^£j ⁼ ^0,95j ' Sqj ,                                                                                       (32)

где Sj - граница случайной погрешности в j-ой точке рабочего диапазона, %;

t_{0 95j} - квантиль распределения Стьюдента для количества измерений nj в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода.

• 9.2.5.13 СКО среднего значения результатов измерений в рабочем диапазоне измерений массового расхода S_o принимают равным значению СКО среднего значения результатов измерения в точке рабочего диапазона измерений массового расхода с максимальным значением границы случайной погрешности £j.

• 9.2.5.14 Границу относительной погрешности СРМ в рабочем диапазоне измерений массового расхода б, %, определяют по формулам

  5 = s если — < 0,8, So	(33)
  _ 0„
  5 = t2 • S2 если 0,8 < — < 8, So	(34)
  5 = 0У если —->8, °0	(35)
  х    S + Оу
  t -        - £ So+s@’	(36)
  S2 = д/Sq + So,	(37)
  g _     + ®ИВК + ®A + ®Z + ®Mt + ®MP	(38)

где г - граница случайной погрешности СРМ в рабочем диапазоне измерений массового расхода, %;

0_Z - граница не исключенной систематической погрешности СРМ в рабочем диапазоне измерений массового расхода, %;

t₂ - коэффициент, зависящий от соотношения случайной и не исключенной систематической погрешностей;

S₂ - суммарное СКО результата измерений, %;

S₀ - СКО суммы не исключенных систематических погрешностей, %;

S_o - СКО среднего значения результатов измерений в рабочем диапазоне измерений массового расхода, %.

• 9.2.5.15 Оценивание границы относительной погрешности.

СРМ допускается к применению в составе ИК массы и массового расхода нефтегазоводяной смеси в качестве рабочего или резервного, если относительная погрешность при измерении массы нефтегазоводяной смеси не более ±0,25 %. СРМ допускается к применению в составе ИК массы и массового расхода нефтегазоводяной смеси в качестве контрольного, если относительная погрешность при измерении массы нефтегазоводяной смеси не более ±0,20 %.

Если данные условия не выполняются, то рекомендуется:

• - увеличить количество измерений в точках рабочего диапазона измерений массового расхода;

• - уменьшить рабочий диапазон измерений массового расхода;

• - установить коррекцию СРМ по давлению (при отсутствии коррекции).

При повторном невыполнении данных условий определение относительной погрешности И К массы и массового расхода нефтегазоводяной смеси прекращают.

9.2.6 Относительную погрешность ИК массы и массового расхода нефтегазоводяной смеси принимают равной максимальному из значений относительной погрешности измерений массы ИК всех ИЛ.

• 9.3 Определение относительной погрешности СИКНС при измерении массы нефти в составе нефтегазоводяной смеси.

При прямом методе динамических измерений за погрешность измерений массы нефти в составе нефтегазоводяной смеси 8М_С,  %, принимают

относительную погрешность И К массы и массового расхода нефтегазоводяной смеси.

Значения относительной погрешности измерений массы нефти в составе нефтегазоводяной смеси не должны превышать ±0,25 %.

• 9.4 Определение относительной погрешности при измерении массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси.

Относительную погрешность при измерении массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси 8М_Н, %, вычисляют по формуле

_w _ верхний предел измерений массовой доли воды в нефтегазоводяной ^мв смеси, %;

AW_cr - абсолютная погрешность определения массовой доли свободного газа в нефтегазоводяной смеси, значение которой вычисляют по формуле (41), %;

W _ верхний предел измерений массовой доли свободного газа в ^сгв нефтегазоводяной смеси, %;

AW_pr - абсолютная погрешность определения массовой доли растворенного газа в нефтегазоводяной смеси, значение которой вычисляют по формуле (42), %;

W_prB - верхний предел измерений массовой доли растворенного газа в нефтегазоводяной смеси, %;

AW_XC - абсолютная погрешность определения массовой доли хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, значение которой вычисляют по формуле (43), %;

W_XCB - верхний предел измерений массовой доли хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти, %;

AW_Mn - абсолютная погрешность определения массовой доли механических примесей в обезвоженной дегазированной нефти, значение которой вычисляют по формуле (45), %;

W_MnB - верхний предел измерений массовой доли механических примесей в обезвоженной дегазированной нефти, %.

Абсолютную погрешность измерений массовой доли воды в нефтегазоводяной смеси с помощью влагомера АУУ_В, %, вычисляют по формуле

где АУУ - пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений объемной доли воды в нефтегазоводяной смеси, принимаемые равными пределам допускаемой абсолютной погрешности поточного влагомера, %;

рР- плотность воды в рабочих условиях, кг/м³;

рР- плотность нефтегазоводяной смеси в рабочих условиях, кг/м³.

Абсолютную погрешность определения массовой доли свободного газа в нефтегазоводяной смеси АУУ_СГ, %, вычисляют по формуле

Абсолютную погрешность определения массовой доли растворенного газа в нефтегазоводяной смеси AW_pr, % ы, вычисляют по формуле

AV_nr • р_г

AW_pr=± ^рг_ст^К 100,                       (42)

Рс

где AV_pr - пределы абсолютной погрешности определения объемной доли растворенного газа при стандартных условиях в единице объема нефтегазоводяной смеси при рабочих условиях по МИ 2575-2000;

р_г - плотность растворенного газа при стандартных условиях, кг/м³.

Абсолютную погрешность определения в лаборатории массовой доли хлористых солей в обезвоженной дегазированной нефти AW_XC, %, вычисляют по

(43)

плотность нефтегазоводяной смеси в условиях измерения массовой доли хлористых солей, кг/м³.

пределы абсолютной погрешности определения массовой

(2-г_с)²-г_с²-0,5

(44)

где г_с - сходимость метода определения массовой концентрации хлористых солей по ГОСТ 21534-76, г/м³.

Абсолютную погрешность определения в лаборатории массовой доли механических примесей в обезвоженной дегазированной нефти AW_Mn, %, вычисляют по формуле

/р² —Г² .05

дуу_{мп =}                  ,                          (45)

где R_Mn и г_мп - воспроизводимость и сходимость метода определения массовой доли механических примесей по ГОСТ 6370-83, %.

Значения относительной погрешности измерений массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси при измерении влагосодержания влагомером нефти поточным УДВН-1пм не должна превышать, при содержании воды в сырой нефти от 0 до 9 % (включительно)                                    ±0,35 %.

Значения относительной погрешности измерений массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси при определении массовой доли воды в лаборатории по ГОСТ 2477-2014 не должна превышать, при содержании воды:

• - от 0 до 5 % (включительно)                               ±0,50 %,

• - свыше 5 до 9 % (включительно)                          ±0,85 %.

• 10.1 СРМ допускается к применению в составе ИК массы и массового расхода нефтегазоводяной смеси в качестве рабочего или резервного, если относительная погрешность при измерении массы нефтегазоводяной смеси не более ±0,25 %.

СРМ допускается к применению в составе ИК массы и массового расхода нефтегазоводяной смеси в качестве контрольного, если относительная погрешность при измерении массы нефтегазоводяной смеси не более ±0,20 %.

• 10.2 Значения относительной погрешности измерений массы нефти в

составе нефтегазоводяной смеси не должны превышать               ±0,25 %.

• 10.3 Значения относительной погрешности измерений массы нетто нефти в

составе нефтегазоводяной смеси при измерении влагосодержания влагомером нефти поточным УДВН-1пм не должна превышать, при содержании воды в сырой нефти от 0 до 9 % (включительно)                                    ±0,35 %.

Значения относительной погрешности измерений массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси при определении массовой доли воды в лаборатории по ГОСТ 2477-2014 не должна превышать, при содержании воды:

• - от 0 до 5 % (включительно)                               ±0,50 %,

• - свыше 5 до 9 % (включительно)                          ±0,85 %.

• 11.1 Результаты поверки оформляют протоколом по форме, приведенной в приложении А.

• 11.2 Сведения о результатах поверки СИКНС направляют в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений в соответствии с документом «Порядок проведения поверки средств измерений», утвержденным приказом Минпромторга России № 2510 от 31.07.2020 г.

• 11.3 При положительных результатах поверки по заявлению владельца СИКНС оформляется свидетельство о поверке. На оборотной стороне свидетельства о поверке СИКНС указывают:

• - наименование измеряемой среды;

• - значения относительной погрешности измерений массы нефти в составе нефтегазоводяной смеси и массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНС.

• 11.4 Для исключения возможности несанкционированного вмешательства, которое может влиять на показания СИ, входящих в состав СИКНС, обеспечена возможность пломбирования в соответствии с описанием типа данных СИ и учетом требований МИ 3002-2006.

• 11.5 При отрицательных результатах поверки СИКНС к эксплуатации не допускают и выписывают извещение о непригодности к применению.

Приложение А

(рекомендуемое)

Форма протокола поверки СИКНС

ПРОТОКОЛ №___________

поверки системы измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси НГДУ «Азнакаевскнефть» на УПВСН «Дусюмово» НГДУ «Джалильнефть» номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений__

Диапазон измерений:____________________________________________________

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений:

• - массы нефти в составе нефтегазоводяной смеси, %_________________________

• - массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси, %____________________

Заводской номер:_________________________________________________________

Принадлежит:________________________ИНН:____________________________

Место проведения поверки:________________________________________________

Поверка выполнена с применением эталонов:

__________________________________регистрационный №________________ Методика поверки:________________________________________________________

Условия проведения поверки:______________________________________________

Результаты поверки:

• 1. Внешний осмотр (раздел 6 МП)___________________________

(соответствует/не соответствует)

• 2. Опробование (раздел 7 МП)___________________________

(соответствует/не соответствует)

• 3. Проверка ПО (раздел 8 МП)___________________________

(соответствует/не соответствует)

• 6. Определение относительной погрешности измерений массы нефти в составе нефтегазоводяной смеси (п. 9.3 МП)

• 7. Определение относительной погрешности измерений массы нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси (п. 9.4 МП)

Заключение: система измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси

НГДУ «Азнакаевскнефть» на УПВСН «Дусюмово» НГДУ «Джалильнефть» признана

______________ к дальнейшей эксплуатации

пригодной/не пригодной

Должность лица проводившего поверку: ______________ ____________________

(подпись)           (инициалы, фамилия)

Приложение Б1

(рекомендуемое)

Форма протокола определения относительной погрешности ИК массы и массового расхода нефтегазоводяной смеси, при применении ПУ с одним ЭСРМ

ПРОТОКОЛ №__________

определения относительной погрешности ИК массы и массового расхода нефтегазоводяной смеси, при применении ПУ с одним ЭСРМ

Место проведения определения относительной погрешности ИК:_______________

Рабочая жидкость_____________________

Таблица Б1.1- Исходные данные

Окончание таблицы Б1.1

Таблица Б1.2- Результаты измерений и вычислений

Таблица Б1.3- Результаты определения относительной погрешности ИК в точках рабочего диапазона

Таблица Б1.4- Результаты определения относительной погрешности ИК в рабочем диапазоне

Окончание таблицы Б1.4

Заключение: ИК массы и массового расхода нефтегазоводяной смеси к дальнейшей эксплуатации_______________

(годен, не годен)

Должность лица, проводившего определение относительной погрешности ИК массы и массового расхода нефтегазоводяной смеси____________

подпись        И.О. Фамилия

Дата проведения определения ОП ИК «____» ____________ 20____г.

Примечания к таблицам протокола определения относительной погрешности И К:

• 1 При определении коэффициента коррекции в столбец 5 таблицы Б1.1, в столбец 8 таблицы Б1.2, в столбец 3 таблицы Б1.3 и в столбец 3 таблицы Б1.4 заносят значения коэффициента коррекции, при определении градуировочного коэффициента - значения градуировочного коэффициента, в шапки таблиц заносят соответствующие названия столбцов. Единица измерения градуировочного коэффициента указывается в соответствии с п. 5.3.

• 2 Столбец 7 таблицы Б1.1 заполняются при наличии дополнительной погрешности, обусловленной нестабильностью нуля СРМ.

• 3 Столбцы 8-11 таблицы Б1.1 заполняют при наличии дополнительной

погрешности, обусловленной влиянием отклонения температуры рабочей жидкости в условиях эксплуатации СРМ от температуры рабочей жидкости при определении относительной погрешности ИК; если       не зависит от

номинального расхода Q_H0M , то столбец 8 не заполняют.

• 4 Столбцы 12  -  14 таблицы Б1.1 заполняются при наличии

дополнительной погрешности, обусловленной влиянием отклонения давления рабочей жидкости в условиях эксплуатации СРМ от давления рабочей жидкости при определении относительной погрешности ИК.

Приложение Б2 (рекомендуемое)

Форма протокола определения относительной погрешности ИК массы и массового расхода нефтегазоводяной смеси, при применении ПУ с несколькими ЭСРМ

ПРОТОКОЛ №__________

определения относительной погрешности ИК массы и массового расхода нефтегазоводяной смеси, при применении ПУ с несколькими ЭСРМ

Место проведения определения относительной погрешности ИК:_______________

Рабочая жидкость_____________________

Таблица Б2.1- Исходные данные

Окончание таблицы Б2.1

Таблица Б2.2 - Результаты измерений и вычислений, ЭСРМ

Таблица Б2.3 - Результаты измерений и вычислений, СРМ

Таблица Б2.4 - Результаты определения относительной погрешности ИК в точках рабочего диапазона

Таблица Б2.5 - Результаты определения относительной погрешности ИК в рабочем диапазоне

Окончание таблицы Б2.5

Заключение: ИК массы и массового расхода нефтегазоводяной смеси к дальнейшей эксплуатации_______________

(годен, не годен)

Должность лица, проводившего определение относительной погрешности ИК массы и массового расхода нефтегазоводяной смеси___

подпись      И.О. Фамилия

Дата проведения определения ОП ИК «____» ____________ 20____г.

Примечания к таблицам протокола определения относительной погрешности ИК:

• 1 При определении коэффициента коррекции в столбец 4 таблицы Б2.1, в столбец 7 таблицы Б2.3, в столбец 3 таблицы Б2.4 и в столбец 3 таблицы Б2.5 заносят значения коэффициента коррекции, при определении градуировочного коэффициента - значения градуировочного коэффициента, в шапки таблиц заносят соответствующие названия столбцов. Единица измерения градуировочного коэффициента указывается в соответствии с п. 5.3.

• 2 Столбец 6 таблицы Б2.1 заполняются при наличии дополнительной погрешности, обусловленной нестабильностью нуля СРМ.

• 3 Столбцы 7-10 таблицы Б2.1 заполняют при наличии дополнительной погрешности, обусловленной влиянием отклонения температуры рабочей жидкости в условиях эксплуатации СРМ от температуры рабочей жидкости при определении относительной погрешности ИК; если 8^ не зависит от номинального расхода Q_H0M , то столбец 7 не заполняют.

• 4 Столбцы 11  -  13 таблицы Б2.1 заполняются при наличии

дополнительной погрешности, обусловленной влиянием отклонения давления рабочей жидкости в условиях эксплуатации СРМ от давления рабочей жидкости при определении относительной погрешности ИК.

Приложение В

(рекомендуемое)

Методика анализа результатов измерений на наличие промахов

Проверка результатов измерений на один промах по критерию Граббса при определении относительной погрешности ПК массы и массового расхода нефтегазоводяной смеси.

СКО результатов измерений в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода S_Kj, %, при определении К_м определяют по формуле

(В.1)

где K_Mj - среднее значение градуировочного коэффициента СРМ в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода;

K_Mji - значение градуировочного коэффициента СРМ для i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода;

ф - количество измерений в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода.

СКО результатов измерений в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода S_Kj, %, при определении MF определяют по формуле

Приложение Г (справочное)

Значения квантиля распределения Стьюдента t_{0 95} при доверительной вероятности Р=0,95 в зависимости от количества измерений приведены в таблице Г.1.

Таблица Г. 1- Значения квантиля распределения Стьюдента при доверительной вероятности Р=0,95

25