Методика поверки «ГСИ. СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА НЕФТИ (СИКН) ЗМТ» (ВЯ.10.1704083.00 МП)

Федеральное агентство но техническому регулированию и метрологии (Госстандарт)

Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Тюменской области, Ханты-Мансийском автономном округе - Югра, Ямало-Ненецком автономном округе»

(ФБУ «Тюменский ЦСМ»)

УТВЕРЖДАЮ

И.о. директора

ЦСМ»

Д.С. Чередников 2020 г.

Государственная система обеспечения единства измерений

Методика поверки

ВЯ.10.1704083.00 МП

Тюмень

2020

ФБУ «Тюменский ЦСМ»

Главный метролог

P.O. Сулейманов

Начальник отдела метрологического обеспечения производства

Л.А. Каражова

Инженер по метрологии

М.Е. Майоров

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти (СИКН) ЗМТ (далее - СИКН), заводской номер 01.

Инструкция устанавливает порядок проведения первичной и периодической поверки СИКН.

Если очередной срок поверки СИ или ИК массового расхода из состава СИКН наступает до очередного срока поверки СИКН, поверяется только это СИ или ИК массового расхода, при этом поверку СИКН не проводят. Поверку СИ, входящих в состав СИКН, проводят в соответствии с документами на методики поверки, указанными в описании типа СИ. Поверку ИК массового расхода проводят по п. 6.3.1 настоящей методики поверки. Допускается поверка СИКН в части отдельных ИК.

Нижний предел массового расхода СИКН определяется как наименьшее значение из нижних пределов диапазонов массового расхода, на которые поверены ИК массового расхода, но не может быть ниже указанного в описании типа СИКН. Верхний предел диапазона массового расхода СИКН определяется как сумма верхних пределов диапазонов массового расхода, на которые поверены ИК массового расхода, но не может превышать указанного в описании типа СИКН.

По требованию владельца СИКН допускается не проводить поверку части ИК, выведенных из эксплуатации распорядительным документов владельца.

Интервал между поверками СИКН - 1 год.

Интервал между поверками ИК массового расхода - 1 год.

В настоящем документе приняты следующие сокращения:

АРМ - автоматизированное рабочее место;

ИВК - измерительно-вычислительный комплекс;

ИК - измерительный канал;

ИЛ - измерительная линия;

МПР - массовый преобразователь расхода;

MX - метрологические характеристики;

ПО - программное обеспечение;

ПП - преобразователь плотности;

Росстандарт - Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии;

СИ - средство измерений;

СИКН - система измерений количества и показателей качества нефти;

С КО - среднее квадратическое отклонение;

ТПУ - трубопоршневая поверочная установка.

При проведении поверки выполняют следующие операции:

• 1.1 Внешний осмотр (6.1).

• 1.2 Опробование (6.2).

• 1.3 Определение метрологических характеристик (6.3).

• 2.1 Поверочная установка с диапазоном воспроизведения значений расхода, обеспечивающим определение метрологических характеристик ИК массового расхода, в том числе трубопоршневая поверочная установка (рабочий эталон 2-го разряда согласно государственной поверочной схеме для средств измерений массы и объема жидкости, утвержденной приказом Росстандарта от 07.02.2018 № 256).

• 2.2 Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

• 3.1 При организации и производстве работ по поверке СИКН необходимо выполнять требования безопасности, изложенные в следующих документах:

  • 3.1.1 «Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности», утвержденные Приказом Ростехнадзора от 12.03.2013 г. № 101;

  • 3.1.2 ПУЭ «Правила устройства электроустановок»;

  • 3.1.3 Федеральный закон от 10.01.2002 г. № 7-ФЗ «Об охране окружающей среды» и другие законодательные акты по охране окружающей среды, действующие на территории РФ;

  • 3.1.4 Эксплуатационные документы средств измерений, входящих в состав СИКН;

  • 3.1.5 Эксплуатационные документы на средства поверки и вспомогательное оборудование;

  • 3.1.6 Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти (СИКН) ЗМТ;

  • 3.1.7 Методики поверки СИ, входящих в состав СИКН.

• 4.1 Параметры измеряемой среды при проведении поверки должны соответствовать указанным в описании типа СИКН.

• 4.2 Определение относительной погрешности ИК массового расхода проводят в рабочем диапазоне входящего в его состав МПР, при этом рабочий диапазон не должен превышать диапазон измерений расхода СИКН. Рабочий диапазон МПР указывают в заявке на проведение поверки СИКН.

• 5.1 Проверяют наличие действительных результатов поверки следующих средств измерений, входящих в состав СИКН:

• - датчики температуры (термопреобразователи сопротивления в комплекте с измерительными преобразователями), находящиеся в составе БИЛ, БИК и блока ТПУ;

• - датчики избыточного давления, находящиеся в составе БИЛ, БИК и блока ТПУ;

• - поточный влагомер;

• - поточный плотномер;

• - трубопоршневая поверочная установка;

• - измерительно-вычислительный комплекс.

• 5.2 Подготавливают МПР в соответствии с технической документацией, устанавливают или проверяют установленные коэффициенты, в том числе:

• - градуировочный коэффициент МПР;

• - коэффициент коррекции МПР;

• - значение массового расхода и соответствующее ему значение частоты выходного сигнала МПР или коэффициент преобразования МПР.

• 5.3 Проверяют или устанавливают в ИВК значение массового расхода и соответствующее ему значение частоты выходного сигнала МПР или коэффициент преобразования МПР, Кпм, имп/т, соответствующий установленному значению в преобразователе МПР или вычисленный по формуле:

  

  Гм-3600

  Qm

  (1)

где f_M - значение частоты, установленное в преобразователе МПР, Гц; Qm - значение массового расхода, установленное в МПР, т/ч.

• 5.4 Вводят в память ИВК или проверяют введенные ранее данные, необходимые для обработки результатов поверки.

• 5.5 Проверяют отсутствие газа в измерительной линии, ТПУ и ПП, а также в верхних точках трубопроводов.

• 5.6 При рабочем давлении проверяют герметичность системы, состоящей из поверяемого МГ1Р. ТПУ и Г1Г1. При этом не допускается появление капель или утечек рабочей жидкости через сальники, фланцевые, резьбовые или сварные соединения при наблюдении в течение 5 мин.

• 5.7 Проверяют герметичность задвижек, через которые возможны утечки рабочей жидкости, влияющие на результаты измерений при поверке.

• 5.8 Проверяют герметичность устройства пуска и приема поршня ТПУ в соответствии с технической документацией.

• 5.9 Проверяют стабильность температуры рабочей жидкости. Для этого запускают поршень ТПУ и регистрируют температуру в ПП. на входе и выходе ТПУ. Температуру рабочей жидкости считают стабильной, если ее изменение в системе не превышает 0,2 °C за время прохождения поршня от одного детектора до другого (в двунаправленных ГПУ -в обоих направлениях).

• 5.10 Проводят установку нуля МГ1Р согласно технической документации.

• 6.1 Внешний осмотр

При внешнем осмотре должно быть установлено соответствие СИКН следующим требованиям:

• - комплектность СИКН должна соответствовать технической документации;

• - на элементах СИКН не должно быть механических повреждений и дефектов покрытия. ухудшающих внешний вид и препятствующих применению;

• - надписи и обозначения на элементах СИКН должны быть четкими и соответствовать технической документации.

• 6.2 Опробование

Опробование проводят в соответствии с инструкцией по эксплуатации СИКН. При опробовании проверяют работоспособность средств измерений СИКН без определения метрологических характеристик. Результаты проверки считаются удовлетворительными, если показания средств измерений устойчивые, значения параметров лежат в установленном пределе и в списке внештатных ситуации отсутствуют информация о сбоях систем СИКН.

• 6.2.1 Подтверждение соответствия программного обеспечения.

Подтверждение соответствия программного обеспечения проводят путем проверки идентификационных данных (контрольной суммы, номера версии и идентификационного наименования).

Для просмотра идентификационных данных ПО ИВК «Октопус-Л» необходимо нажать кнопку «Вниз», далее выбрать пункт «системные параметры», в появившемся меню нажатием кнопки «Вниз» выбрать пункт «сведения о ПО», нажать клавишу «Enter».

Для просмотра идентификационных данных ПО «АРМ оператора «Rate»» необходимо нажать на кнопку «Версия», далее нажать на кнопку «Получить данные о библиотеке».

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Результаты проверки считаются удовлетворительными, если показания средств измерений устойчивые, значения параметров лежат в установленном пределе и в списке внештатных ситуации отсутствуют информация о сбоях систем СИКН, а идентификационные данные ПО соответствуют приведенным в таблице 1.

• 6.3 Определение метрологических характеристик

  • 6.3.1 Определение относительной погрешности измерительного канала массового расхода

    • 6.3.1.1 Определение MX ИК массового расхода проводят не менее чем при трёх значениях массового расхода рабочей жидкости из диапазона измерений массового расхода. установленного для ИЛ СИКН (далее — точках расхода), включая минимальное и максимальное значение. В каждой точке расхода для рабочих ИЛ проводят не менее пяти измерений. для контрольных ИЛ проводят не менее семи измерений. Последовательность выбора точек расхода может быть произвольной.

    • 6.3.1.2 Устанавливают выбранное значение массового расхода по показаниям МНР.

    • 6.3.1.3 Проводят предварительное измерение для уточнения значения установленного массового расхода.

Запускают поршень ТПУ. После прохождения поршнем второго детектора регистрируют время прохождения поршнем от одного детектора до другого, количество импульсов выходного сигнала МПР. температуру, давление и плотность рабочей жидкости.

Массовый расход рабочей жидкости через МПР вычисляют по формуле (7).

При необходимости проводят корректировку значения массового расхода регулятором расхода или запорной арматурой.

• 6.3.1.4 После стабилизации массового расхода проводят необходимое количество измерений.

• 6.3.1.5 Запускают поршень ТПУ. При прохождении поршнем первого детектора ИВК начинает отсчет импульсов выходного сигнала МПР и времени прохождения поршня между детекторами, при прохождении второго детектора - заканчивает.

Для определения средних значений за время измерения (время прохождения поршня между детекторами) ИВК периодически фиксирует значения следующих параметров:

• — температуры рабочей жидкости на входе и выходе ТПУ;

• — давления рабочей жидкости на входе и выходе ТПУ;

• — температуры рабочей жидкости в ПП;

• — давления рабочей жидкости в ПП;

• — плотности рабочей жидкости в ПП.

При использовании термометров и манометров с визуальным отсчетом допускается фиксировать температуру и давление один раз за время прохождения поршня.

Если количество импульсов выходного сигнала МПР за время прохождения поршня ТПУ между детекторами меньше 10000, то ИВК должен определять количество импульсов с долями импульсов.

Для однонаправленной ТПУ прохождение поршня от одного детектора до другого принимают за одно измерение.

Если для двунаправленной ТПУ определена вместимость калиброванного участка как сумма вместимостей в обоих направлениях, то за одно измерение принимают движение поршня в прямом и обратном направлении, количество импульсов и время прохождения поршня в прямом и обратном направлениях суммируют.

При наличии у ТПУ второй пары детекторов допускается использовать обе пары детекторов.

Результаты измерений заносят в протокол.

При заполнении протокола результаты измерений и вычислений округляют в соответствии с таблицей 2.

Таблица 2 - Точность представления результатов измерений и вычислений

• 6.3.1.6 Массу рабочей жидкости, определенную с помощью ТПУ за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода М⁷™ , т, вычисляют по формуле:

—ХГ гх тх                ^^гь>ПУр

^Мпур-V      ^к 1<р-Рппц-_CTLniiii._Cp_Lrin..■

К,р= l+3-a₍-i

Р пуц • D

К_Рр = 1-Ю,95—^-

_ {цхПУр⁺ t ВыхПУр 1ПУр~

_n   _ Р ВхПУр⁺ Р ВыхПУр

г пур —

где V_o - вместимость калиброванного участка ТПУ при стандартных условиях. м³;

K_(ji - коэффициент, учитывающий влияние температуры на вместимость ТПУ, для i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода;

K_Pji - коэффициент, учитывающий влияние давления на вместимость ТПУ, для i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода:

A/n/i ~ плотность рабочей жидкости за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, кг/м';

CTL_nyji- коэффициент, учитывающий влияние температуры на объем рабочей жидкости, определенный для температуры рабочей жидкости в ТПУ для i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода (Приложение Б);

CPL_nyji- коэффициент, учитывающий влияние давления на объем рабочей жидкости, определенный для температуры рабочей жидкости в ТПУ для i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода (Приложение Б);

CTL_nnji- коэффициент, учитывающий влияние температуры на объем рабочей жидкости, определенный для температуры рабочей жидкости в ПП для i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода (Приложение Б);

CPL_nnji - коэффициент, учитывающий влияние давления на объем рабочей жидкости, определенный для температуры рабочей жидкости в ПП для i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода (Приложение Б);

a_t - коэффициент линейного расширения материала стенок калиброванного участка ТПУ, 1 /°C;

П/ур ~ среднее значение температуры рабочей жидкости в ТПУ за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода,

^в-хпур^выхнур - температура рабочей жидкости на входе и выходе ТПУ за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода. °C:

f’/iyji ~ среднее значение избыточного давления рабочей жидкости в ТГ1У за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, МПа;

Рibnyji > Рвыхпур ~ давление рабочей жидкости на входе и выходе ТПУ за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода. МПа;

D - внутренний диаметр калиброванного участка ТПУ, мм;

S - толщина стенок калиброванного участка ТПУ, мм;

q_ ^nw._36Oo

* а

где М_nyjj - масса рабочей жидкости, определенная с помощью ТПУ за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, т;

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

6.3.1.8 Массовый расход рабочей жидкости через массомер в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода Q, , т/ч, вычисляют по формуле:

(8)

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

6.3.1.9 Нижний и верхний предел рабочего диапазона измерений массового расхода Qmin > Qmax, т/ч. вычисляют по формулам:

(9)

Q_mttX=rnax(Q,-)

• 6.3.1.10 Массу рабочей жидкости, определенную за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода М„ , т, вычисляют по формуле:

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

К_1Ш - коэффициент преобразования МПР, имп/т.

• 6.3.1.11 Градуировочный коэффициент МПР в рабочем диапазоне массового расхода К_м , г/м/мкс, вычисляют по формуле:

  т

  
  
  

(12)

(13) (14)

где K_Mj - среднее значение градуировочного коэффициента МПР в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, г/м/мкс;

m - количество точек рабочего диапазона измерений массового расхода;

K_Mj, - значение градуировочного коэффициента МПР для i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, г/м/мкс;

К_Муст - градуировочный коэффициент, установленный в массомере на момент проведения поверки, г/м/мкс.

• 6.3.1.12 Коэффициент коррекции МПР в рабочем диапазоне массового расхода MF. вычисляют по формуле:

MF= —

Z 1WF,. /=1

(16)

(17)

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

MFj! - значение коэффициента коррекции МПР для i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода;

Mfycr - коэффициент коррекции, установленный в массомере на момент проведения поверки.

• 6.3.1.13 Оценка СКО результатов измерений в поверяемых точках

СКО результатов измерений в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода S_; , %, вычисляют по формуле:

при определении К_м

при определении MF

&ИВК ~ ^ИВК

AP=rnax[(P_mra-P„),(P_n-P„„)]                    (31)

где 0v_O- граница суммарной неисключенной систематической погрешности ТПУ, %;

0у_О- граница неисключенной систематической погрешности определения среднего значения вместимости ТПУ, %;

0, - граница неисключенной систематической погрешности, обусловленной погрешностью преобразователей температуры при измерениях температуры рабочей жидкости в ТПУ и ПП. %;

0_р-   граница   неисключенной   систематической    погрешности,

обусловленной погрешностью ПП, %;

0_Д -   граница   неисключенной   систематической   погрешности,

обусловленной аппроксимацией градуировочной характеристики МПР в рабочем диапазоне массового расхода, %;

0_ИВК ~   граница   неисключенной   систематической   погрешности,

обусловленной погрешностью ИВК, %;

д_ивк ~ пределы допустимой относительной погрешности преобразования входных электрических сигналов в значение коэффициента преобразования МПР ИВК, %;

0_Z -   граница   неисключенной    систематической    погрешности,

обусловленной нестабильностью нуля МПР, %;

- граница неисключенной систематической погрешности, обусловленной влиянием отклонения температуры рабочей жидкости в условиях эксплуатации МПР от температуры рабочей жидкости при поверке, %;

0_МР ~ граница неисключенной систематической погрешности, обусловленной влиянием отклонения давления рабочей жидкости в условиях эксплуатации МПР от давления рабочей жидкости при поверке, %;

/З_тах - максимальное значение коэффициента объемного расширения рабочей жидкости за время поверки, 1/°С;

/3_Г1 — коэффициент объемного расширения рабочей жидкости для i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, 1/°С (Приложение В);

ДГ_ПУ- пределы допускаемой абсолютной погрешности преобразователей температуры, установленных в ТПУ, °C;

Дг_пл- пределы допускаемой абсолютной погрешности преобразователя температуры, установленного около ПП. °C;

Ар_пп ~ пределы допускаемой абсолютной погрешности ПП, кг/м³;

Pnnmin~ минимальное значение плотности рабочей жидкости за время поверки, кг/м³;

Рппц ~ плотность рабочей жидкости за время i-ro измерения в j-ой точке рабочего диапазона измерений массового расхода, кг/м³;

ZS - стабильность нуля МПР, т/ч;

Q_m/n - нижний предел рабочего диапазона измерений массового расхода СИКН, т/ч;

д_1доп - значение дополнительной погрешности, обусловленной отклонением температуры нефти при эксплуатации МПР от температуры нефти при поверке, %/ °C;

Qhom ~ номинальное значение массового расхода рабочего диапазона измерений, т/ч;

Д t - максимальное отклонение температуры нефти при эксплуатации МПР от температуры нефти при поверке, °C;

t_n - среднее значение температуры нефти при поверке (среднее значение температуры нефти в ТПУ), °C;

t_min>t_max ~ нижний и верхний предел рабочего диапазона температур нефти при эксплуатации МПР, °C;

^рдоп ~ значение дополнительной погрешности МПР, обусловленной отклонением давления нефти при эксплуатации МПР от давления нефти при поверке. %/ 0,1 МПа;

ДР- максимальное отклонение давления нефти при эксплуатации МПР от давления нефти при поверке, МПа;

Р_п - среднее значение давления нефти при поверке (среднее значение давление нефти в ТПУ), МПа.

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

где К - коэффициент, зависящий от соотношения случайной и неисключенной систематической погрешностей;

Sv - суммарное СКО результата измерений, %;

S_Q - СКО суммы неисключенных систематических погрешностей, %.

Результат считают положительным, если значение относительной погрешности измерения массы брутто нефти не превышает ± 0,25 % - для рабочей ИЛ, ±0,20 % - для контрольно-резервной ИЛ.

6.4 Результат поверки СИКН считают положительным, если:

• - установлено наличие действительных результатов поверки средств измерений, входящих в состав СИКН и перечисленных в п. 5.1 методики;

• - получены удовлетворительные результаты проверки программного обеспечения, предусмотренные п. 6.2.1 методики;

• - получены положительные результаты определения относительной погрешности измерительных каналов массового расхода, входящих в состав СИКН и находящихся в эксплуатации на момент поверки СИКН, по п. 6.3.1 или установлено наличие действительных результатов их поверки.

Примечание - Действительность результатов поверки устанавливается в соответствии с п. 4 Порядка проведения поверки средств измерений (приложение № 1 к приказу Минпромторга России от 31.07.2020 № 2510).

• 6.4.1 В случае положительного результата делают вывод о подтверждении соответствия СИКН установленным метрологическим требованиям и пригодности к дальнейшему применению с пределами допускаемой относительной погрешности измерения массы брутто нефти ± 0,25 %. массы нетто нефти ± 0.35 %.

• 7.1 Сведения о результатах поверки передают в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений.

• 7.2 Результаты определения относительной погрешности ПК массового расхода нефти оформляют по форме приложения А. Допускается оформлять протоколы с использованием ИВК по МИ 3189-2009.

• 7.3 Если результат поверки положительный:

  • 7.3.1 На двух пломбах, установленных на контровочных проволоках, пропущенных через отверстия шпилек, расположенных на диаметрально противоположных фланцах МПР и на пломбу, установленную на контровочной проволоке, охватывающей корпус электронного преобразователя МПР. наносят знак поверки.

  • 7.3.2 В Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений передают:

    • 7.3.2.1 Сведения о диапазоне расхода нефти СИКН.

    • 7.3.2.2 Сведения о наименованиях, типах и заводских номерах МПР, поточного влагомера, поточного плотномера, измерительно-вычислительного комплекса, датчиков температуры (термопреобразователи сопротивления в комплекте с измерительными преобразователями) и датчиков избыточного давления, находящихся в составе БИЛ и БИК.

• 7.4 Если результат поверки отрицательный. СИКН к эксплуатации не допускается.

Примечание - Пример наименования измерительного канала «Измерительный канал массового расхода нефти измерительной линии № 1 системы измерений количества и показателей качества нефти (СИКН) ЗМТ».

Форма протокола определения относительной погрешности массового расхода нефти

Протокол №___

Место проведения_________________, ИЛ №______________________

МПР_____________________________, зав. №______________________

ТПУ______________________________, зав. №_______________________

ПП________________________________, зав. №________________________

ИВ К_______________________________, зав. №________________________

Рабочая жидкость___________________

Таблица А.1 - Исходные данные

Продолжение таблицы А. 1

Окончание таблицы А. 1

Таблица А.2 - Результаты измерений и вычислений

Окончание таблицы А.2

Таблица А.З - Результаты поверки в точках рабочего диапазона

Таблица А.4 - Результаты поверки в рабочем диапазоне

Окончание таблицы А.4

Заключение: МГ1Р к дальнейшей эксплуатации _________________

(годен, не годен)

Подпись лица, проводившего поверку ______________/_________________

подпись                 И.О. Фамилия

Дата проведения поверки «_____»______________20___г.

Примечание - При определении коэффициента коррекции в столбец 14 таблицы А.2, столбец 3 таблицы А.З. и столбец 3 таблицы А.4 вносят значения коэффициента коррекции, при определении градуировочного коэффициента, в шапки таблиц заносят соответствующие названия столбцов.

Определение коэффициентов CTL и CPL

Определение коэффициента CTL

Значение коэффициента CTL, учитывающего влияние температуры на объем нефти определяют по формулам:

CTL = ехр|-«_]5-A f •( 1 +0,8-<7_]5-At)]

(Б.1)

_ 613,97226 ^15“     2

Р15

(Б.З)

где р₁₅ - значение плотности нефти при 15 °C и 0 МПа, кг/м³;

t - значение температуры нефти, °C;

а₁₅ - значение коэффициента объемного расширения нефти при 15 °C и 0 МПа, 1/°С;

Определение коэффициента CPL

Значение коэффициента CPL, учитывающего влияние давления на объем нефти определяют по формулам:

^CPL~ 1-Ь-РЮ

b=exp(-l,62080+0,00021592 t+°’⁸⁷⁰^ ¹⁰ + ⁴’²⁰⁹²'^{10 Г})._1О- (g ₅j

Р15            Р15

где Р - значение избыточного давления нефти, МПа.

Определение плотности нефти при стандартных условиях

Значение плотности нефти при 15 °C и 0 МПа, p_t5, кг/м' определяют методом последовательного приближения.

• 1) Определяют значения CTLnn и CPLnn, принимая значение pi₅ равным значению рпп.

• 2) Определяют значения pi₅, кг/м³:

Pi5~CTL ^ⁿ‘cPL—

где рпп - значение плотности нефти в ПП, кг/м’;

CTLnn - коэффициент, учитывающий влияние температуры на объем нефти, определенный для t и pis;

CPLnn - коэффициент, учитывающий влияние давления на объем нефти, определенный для t, Р и ри;

• 3) Определяют значения CTLnn и CPLnn, принимая значение pis равным значению, полученному по формуле (Б.6).

• 4) Определяют значение pis, кг/м' по формуле (Б.6):

• 5) Аналогично пунктам 3 и 4, определяют значения CTLnn, CPLnn и pis для i-ro цикла вычислений и проверяют выполнение условия:

IPisiD-Pisd-.il^ 0.001                                (Б.7)

где pi5(j), pi5(i-i) - значения pis, определенные, соответственно, за последний и предпоследний цикл вычислений, кг/м’.

Процесс вычисления продолжают до выполнения условия (Б.7). За значение pis принимают последнее значение pisco-

Определение коэффициентов объемного расширения и сжимаемости нефти

Коэффициент сжимаемости у,, 1/МПа, рассчитывают по формуле:

у,=ехр(-1,62080+0,00021592и-⁰’⁸⁷⁰^⁶'¹⁰ ₊ ⁴’²⁰⁹²/'¹⁰ )-ю~³

Р15

где / - температура нефти, °C; pis - плотность нефти при температуре 15 °C, 1/°С.

Коэффициент объёмного расширения рассчитывают по формуле:

Д=Д₅+1,6^₅-(г-15)

где pt - коэффициент объёмного расширения нефти при температуре /, 1 /°C; Pi5 - коэффициент объёмного расширения нефти при температуре 15 °C, 1/°С, рассчитываемый по формуле:

д₅=⁶¹³’!⁷²³                           (в.з)

P1S

Значение плотности нефти при температуре /, °C, и избыточном давлении Р, МПа, рассчитывают по формуле:

, _p₁₅-exp{-As’(t-15)-[l+0,8-A₅-(t-15)])               _/D

Значение плотности нефти при 15 °C находят методом последовательных приближений, используя итерационный метод «прямых подстановок» по следующему алгоритму:

Измеренное значение плотности подставляют в формулы (В.1) и (В.З) вместо значения плотности нефти при 15 °C и вычисляют коэффициент объёмного расширения и коэффициент сжимаемости в первом приближении.

• 1. Измеренное значение плотности и вычисленные в первом приближении коэффициент объёмного расширения и коэффициент сжимаемости подставляют в формулу (В.4) и определяют значение плотности нефти при 15 °C в первом приближении.

• 2. Значение плотности нефти при 15 °C, вычисленное в первом приближении, подставляют в формулы (В.1) и (В.З) и вычисляют коэффициент объёмного расширения и коэффициент сжимаемости во втором приближении.

• 3. Расчет плотности нефти при 15 °C продолжают до тех пор, пока его значение не перестанет изменяться более чем на 0,01 кг/м³. За результат определения плотности нефти при 15 °C принимают значение, полученное в последнем приближении.

Определение значений квантиля распределения Стьюдента и коэффициента Z_(P)

Значение квантиля распределения Стьюдента при доверительной вероятности Р = 0,95 в зависимости от количества измерений и определяют из таблицы Б.1.

Продолжение таблицы Г.1

Значение коэффициента Z_(P) в зависимости от величины соотношения 0_£/S^_n определяют из таблицы Б.2.

Таблица Г.2 - Значение коэффициента Z_(P) при Р = 0,95

Определение пределов допускаемой абсолютной погрешности измерения температуры в условиях эксплуатации СИКН

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения температуры в условиях эксплуатации СИКН определяют по формуле:

Д t — v Д Г_тс+Д с _ип+ Д t^on

где ДГгс - пределы допускаемой абсолютной погрешности термопреобразователя сопротивления. °C;

Дйт - пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерительного преобразователя, °C;

ДСоп - пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности измерительного преобразователя, °C.

Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерительного преобразователя определяют по формуле:

где Д^ - пределы допускаемой основной абсолютной погрешности цифрового сигнала измерительного преобразователя, °C;

~ пределы допускаемой основной приведенной погрешности цифро-аналогового преобразования, % от интервала измерений;

t_min, Wx - минимальное и максимальное значения температуры, на которые настроен измерительный преобразователь, °C.

Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности измерительного преобразователя определяют по формуле:

где Дг^ - пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности цифрового сигнала от изменения температуры окружающей среды, °С/1 °C;

^_ минимальное и максимальное значения температуры окружающей среды. °C:

ЦЛ11                                    -

Удоп ~ пределы допускаемой дополнительной приведенной погрешности цифрового сигнала от изменения температуры окружающей среды, % от интервала измерений/1 °C.