Методика поверки «Установки измерительные "МЕРА-ММ.101" » (НА.ГНМЦ.0101-16 МП )

УТВЕРЖДАЮ

Директор ОП ГНМЦ

АО «Не^этеавтоматика»

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Установки измерительные «МЕРА-ММ.101».

Методика поверки

НА.ГНМЦ.0101-16 МП

с изменением №1

Казань

2016

Обособленным подразделением Головной научный метрологический центр АО «Нефтеавтоматика» в г. Казань (ОП ГНМЦ ПАО «Нефтеавтоматика») Аттестат аккредитации № RA.RU.311366

Крайнов М.В.

Нурмухаметов Р.Р.

Настоящая инструкция распространяется на установки измерительные «МЕРА-ММ.101» (далее - установка) и устанавливает методику их первичной (в том числе после ремонта) и периодической поверки.

Если очередной срок поверки средств измерений (далее - СИ) из состава установок наступает до очередного срока поверки установок, поверяется только это СИ, при этом поверку установок не проводят.

Интервал между поверками - четыре года.

(Измененная редакция, Изм.№1).

При проведении поверки выполняют операции указанные в таблице 1.

Таблица 1 - Операции, выполняемые при поверке

Примечания:

Если специфика эксплуатации установок не допускает возможности проведения периодической поверки установок проливным способом, либо отсутствуют передвижные эталоны по ГОСТ 8.637-2013, то допускается проводить поверку поэлементным способом согласно (п.п 6.5.2).

Раздел 1 (Измененная редакция, Изм.№1).

• 2.1 Основные средства поверки.

  • 2.1.1 Средства поверки по 1-ому способу - рабочий эталон 1-го или 2-го разряда по ГОСТ 8.637-2013.

  • 2.1.2 Средства поверки по 2-ому способу:

• - установка поверочная счетчиков жидкости с диапазоном воспроизводимых расходов от 0,2 до 83,3 т/ч с пределами допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода жидкости не хуже ±0,1 %;

• - установка поверочная газовая с диапазоном воспроизводимых расходов от 2 до 63000 м³/ч с пределами допускаемой относительной погрешности измерений объема и объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям, не хуже ± 0,5 %;

-калибратор температуры модели АТС 156 В с диапазоном воспроизводимых температур от 0 до плюс 60 °C и пределами допускаемой относительной погрешности не хуже ± 0,04 °C, или аналогичное оборудование с диапазоном и погрешностью, обеспечивающими поверку примененных в установке преобразователей температуры;

• - манометры грузопоршневые МП 1-го разряда, магазин сопротивлений Р4831 или аналогичное оборудование с диапазоном и погрешностью, обеспечивающими поверку примененного в установке датчиков давления;

• - комплект средств поверки влагомеров и преобразователей влагосодержания нефти УПВН-2 или аналогичное оборудование с диапазоном и погрешностью, обеспечивающими поверку примененных в установке влагомеров или измерителей обводненности;

-устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА с пределами допускаемой абсолютной погрешности воспроизведения силы постоянного тока ± 3 мкА в диапазоне от 0,5 до 20 мА, пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведений количества импульсов в пачке ± 2 имп. в диапазоне от 20 до 5x10⁸ имп. или аналогичное оборудование с диапазоном и погрешностью, обеспечивающими поверку примененных в установке контроллеров;

-другие эталонные и вспомогательные СИ - в соответствии с методиками поверки СИ, входящих в состав установки.

• 2.2 Эталоны единиц величин, используемые при поверке СИ, должны быть аттестованы в соответствии с Положением об эталонах единиц величин, используемых в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 23 сентября 2010 г. N 734 «Об эталонах единиц величин, используемых в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений».

• 2.3  Допускается применение других эталонных средств и поверочного оборудования с аналогичными или лучшими характеристиками, включая эталонные средства и поверочное оборудование с меньшим диапазоном измерений.

При проведении поверки соблюдают требования, установленные:

• - Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности;

• - Правилами безопасности при эксплуатации используемых СИ, приведенными в их эксплуатационной документации;

• - Правилами технической эксплуатации электроустановок;

• - Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей.

• 4.1 При поверке соблюдают следующие условия:

• - температура окружающего воздуха при поверке в испытательной лаборатории,

°C                                                              от плюс 15 до + 25;

• - температура окружающего воздуха при поверке на месте эксплуатации, °C

  от минус 30 до + 40; от 30 до 80;

  от 84 до 106,7.

• - относительная влажность воздуха, %

• - атмосферное давление, кПа

• 4.2 Допускается проводить поверку установки в диапазоне измерений меньшем, чем указанном в описании типа на установку.

• 4.3 При не использовании в процессе эксплуатации установки результатов измерений объемного расхода (объема) свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, или массового расхода (массы) скважинной жидкости или массового расхода (массы) скважинной жидкости без учета воды допускается их не поверять. При этом на обратной стороне свидетельства о поверке необходимо сделать запись «Поверка проведена не в полном объеме» с указанием объема проведенной поверки.

• 4.3 (Измененная редакция, Изм. N 1).

• 4.4 При проведении поверки установки на месте эксплуатации с применением мобильных эталонов (работающих на реальных измерительных средах) по ГОСТ 8.637-2013, параметры окружающего воздуха, относительная влажность воздуха и атмосферное давление не нормируются.

  • 4.4 (Введено дополнительно, Изм. N 1).

При подготовке к поверке проводят работы в соответствии с руководством по эксплуатации на установку и эксплуатационными документами на средства измерений, входящих в состав установки. На поверку предоставляют установку после проведения настройки и калибровки.

Средства измерений, входящие в состав установки измерительной «МЕРА-ММ.101», должны иметь действующие свидетельства о поверке или оттиск поверительного клейма.

• 6.1 Проверка комплектности технической документации

  • 6.1.1  Проверяют наличие эксплуатационно-технической документации на установку и СИ, входящие в состав установки.

  • 6.1.2 Результаты проверки считают удовлетворительными, если выполняются вышеуказанные требования.

  • 6.1.3 В случае неудовлетворительных результатов проверки поверку прекращают.

6.2 Внешний осмотр

• 6.2.1 При внешнем осмотре должно быть установлено соответствие установки следующим требованиям:

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

• - надписи и обозначения на компонентах установки должны быть четкими и соответствующими технической документации;

• - целостность поверительных пломб или оттисков поверительных клейм на средствах измерениях, входящих в состав установки (при их наличии).

• 6.1.2 Результаты осмотра считают удовлетворительными, если выполняются вышеуказанные требования.

• 6.1.3 В случае неудовлетворительных результатов внешнего осмотра поверку прекращают.

• 6.3 Проверка идентификационных данных программного обеспечения (далее -ПО) установки.

• 6.3.1  Проверку идентификационных данных ПО установки проводят в соответствии с руководством пользователя на контроллер.

• 6.3.2 Если полученные идентификационные данные и идентификационные данные, указанные в описании типа на установку, идентичны, то делают вывод о подтверждении соответствия идентификационных данных ПО установки, зафиксированным во время проведения испытаний в целях утверждения типа.

• 6.3.3  При несовпадении идентификационных данных результаты поверки признают отрицательными.

• 6.4 Опробование

• 6.4.1 При 1-ом способе поверки опробование установки проводят на эталоне 1-го или 2-го разряда (при поверке в испытательной лаборатории), либо с применением эталона 2-го разряда на коллекторе скважины (при поверке на месте эксплуатации).

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

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

• 6.5 Определение MX установки

Определение метрологических характеристик проводят на эталоне 1-го или 2-го разряда (при поверке в испытательной лаборатории), либо с применением эталона 2-го разряда на коллекторе скважины (при поверке на месте эксплуатации), либо поэлементно.

• 6.5.1 При поверке по 1-му способу - определение метрологических характеристик (далее - MX) на эталоне 1-го или 2-го разряда (при поверке в испытательной лаборатории), либо с применением эталона 2-го разряда на коллекторе скважины (при поверке на месте эксплуатации).

• 6.5.1.1  Определение пределов допускаемой относительной погрешности измерений измерительных установок в условиях испытательной лаборатории.

• 6.5.1.1.1 Для поверки установки на эталоне по ГОСТ 8.637-2013 создается газожидкостный поток при четырех различных объемных долях воды (70 %, 95 %, 98 %, 99,9 %). Относительную погрешность измерений массы и массового расхода скважинной жидкости, массы и массового расхода скважинной жидкости без учета воды, объема и объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям, определяют при крайних значениях расхода рабочего диапазона, установленных с интервалом 25 - 30 % от максимального расхода рабочего диапазона.

Допускается определение метрологических характеристик установки в трех точках рабочего диапазона: при минимальном (Qmin), среднем [0,5x(Q_min+ Qmax)] и максимальном (Qmax) значениях расхода.

Определение относительных погрешностей измерений массы и массового расхода скважинной жидкости, массы и массового расхода скважинной жидкости без учета воды, объема и объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям, проводится одновременно в каждой точке, соответствующей определенному расходу газожидкостной смеси (смеси имитатора нефти, воды и газа) с соответствующим соотношением компонентов. В каждой точке расхода проводят не менее трех измерений.

При проведении поверки с помощью эталона 2-го разряда по ГОСТ 8.637-2013 на месте эксплуатации используют в качестве измеряемой среды газоводонефтяной поток, поступающий из скважины. При этом поверку проводят при количестве входов для подключения скважин не более трех - на каждой скважине, при количестве входов более трех - не менее чем на трех скважинах. Рекомендуется использовать скважины с критичными значениями расхода по скважинной жидкости и свободного нефтяного газа и объемной доли воды в скважинной жидкости.

• 6.5.1.1.2 Определение относительной погрешности измерений массы и массового расхода скважинной жидкости

Определение относительной погрешности измерений массы и массового расхода скважинной жидкости проводится с использованием эталона по ГОСТ 8.637-2013. Для этого собирают измерительную схему, в которой последовательно соединены эталонные средства измерений эталона по ГОСТ 8.637-2013 и проверяемые массомеры из состава установки.

Измерения производят в точках рабочего диапазона, определенных в соответствии с п. 6.5.1.1.1. Масса, набранной измеряемой среды, при каждом измерении должна обеспечивать набор не менее 10000 импульсов выходного сигнала массового счетчика-расходомера. Значения расхода устанавливают с допуском ± 2,5 % от номинального значения.

Фиксируют средний расход жидкости, массы жидкости, измеренные эталоном и проверяемыми массомерами установки, время измерений.

Относительную погрешность i-ro измерения массы и массового расхода скважинной жидкости, %, в j-ой точке определяют по формулам

(1) (2)

где, i = 1... 3;

М_жц - масса скважинной жидкости, измеренная установкой за промежуток времени равной периоду измерений эталонной установки, т;

М_жу - масса скважинной жидкости, измеренная эталоном за промежуток времени равной периоду измерений эталонной установки, т;

Q_xij - массовый расход скважинной жидкости, измеренный установкой, т/сут;

Q^ij - массовый расход скважинной жидкости, измеренный эталоном, т/сут.

Результаты поверки считают положительными, если относительная погрешность измерений массы и массового расхода скважинной жидкости в каждой точке не превышает ± 2,5 %.

• 6.5.1.1.3 Определение относительной погрешности измерений объема свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям

Вычисление объема и объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, проводится в точках рабочего диапазона, определенных в соответствии с п. 6.5.1.1.1.

Относительную погрешность i-ro измерения объема и объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, %, в j-ой точке определяют по формулам

(3) (4)

где, i = 1... 3;

V_rij - объем свободного нефтяного газа, приведенный к стандартным условиям, измеренный установкой за промежуток времени равной периоду измерений эталонной установки, м³;

V_r³jj - объем свободного нефтяного газа, приведенный к стандартным условиям, измеренный эталоном за промежуток времени равной периоду измерений эталонной установки, м³;

Q_rij - объемный расход свободного нефтяного газа, приведенный к стандартным условиям, измеренный установкой, м³/сут;

Qrij - объемный расход свободного нефтяного газа, приведенный к стандартным условиям, измеренный эталоном, м³/сут.

При использовании газовых массомеров объем газа, приведенный к стандартным условиям, вычисляют путем измерений массы газа, измеренного газовым массомером, и плотности свободного нефтяного газа по формуле

где Vj - объем свободного нефтяного газа, приведенный к стандартным условиям, м³; M_rj - масса свободного нефтяного газа, измеренная массомером газа, кг;

p_rj - плотность свободного нефтяного газа, приведенный к стандартным условиям, кг/м³, определяют расчетным методом по компонентному составу с учетом влажности согласно ГСССД МР 113.

Результаты поверки считают положительными, если относительная погрешность измерений объема и объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, в каждой точке не превышает ± 5 %.

• 6.5.1.1.4 Определение относительной погрешности измерений массы и массового расхода скважинной жидкости без учета воды

Относительную погрешность измерений массы и массового расхода скважинной жидкости без учета воды определяют при рабочем расходе измеряемой среды, в пределах рабочего диапазона расходов и влагосодержания установки, определенных по п. 6.5.1.1.1.

Относительную погрешность i-ro измерения массы и массового расхода скважинной жидкости без учета воды, %, в j-ой точке определяют по формулам

(6) (7)

где, i = 1... 3;

M_Hij - масса скважинной жидкости без учета воды, измеренная установкой за промежуток времени равной периоду измерений эталонной установки, т;

M^ij - масса скважинной жидкости без учета воды, измеренная эталоном за промежуток времени равной периоду измерений эталонной установки, т;

Q_Hij - массовый расход скважинной жидкости без учета воды, измеренный установкой, т/сут;

Q³_Hij - массовый расход скважинной жидкости без учета воды, измеренный эталоном, т/сут.

Результаты поверки считают положительными, если относительная погрешность измерений массы и массового расхода скважинной жидкости без учета воды не превышает значений:

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

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

• - при влагосодержании свыше 95 % до 98 %.                    ± 43 %;

• - при влагосодержании свыше 98 % до 99,9 %.                   ± 80 %.

• 6.5.1.2 Определение пределов допускаемой относительной погрешности измерений измерительных установок в условиях эксплуатации, с использованием передвижного эталона.

• 6.5.1.2.1 При поверке измерительных установок, проводят одновременные измерения с применением измерительной установки и рабочего эталона.

В зависимости от количества обслуживаемых измерительной установкой скважин, определяется количество реперных точек. Если измерительная установка обслуживает более 3 скважин, то выбираются 3 скважины с наименьшим, средним и максимальным расходом газожидкостной смеси. Проводят не менее 3-х измерений на каждой скважине с применением измерительной установки и рабочего эталона в соответствии с эксплуатационной документации на данные средства измерений (РЭ, МИ и пр.). Если измерительная установка обслуживает 3 и менее скважин, то проводят не менее 3 измерений на каждой скважине.

Проводят измерения массы и массового расхода скважинной жидкости, массы и массового расхода скважинной жидкости без учета воды и объема и объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям измерительной установкой и рабочим эталоном не менее 3-х раз в каждой реперной точке. За результат измерений принимается среднее значение измеряемой величины в каждой реперной точке.

Относительную погрешность измерительной установки в условиях эксплуатации по каждой из измеряемых величин определяют сравнением результатов измерений измерительной установки с результатами измерений, полученными с применение рабочего эталона.

Относительную  погрешность  i-ro  измерения  массы  и  массового  расхода

скважинной жидкости, %, в j-ой точке определяют по формулам (1) и (2).

Относительную  погрешность  i-ro  измерения  массы  и  массового  расхода

скважинной жидкости без учета воды, %, в j-ой точке определяют по формулам (6) и (7).

Относительную погрешность i-ro измерения объема и объемного расхода

свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, %, в j-ой точке определяют по формулам (3) и (4).

Результаты поверки измерительной установки считают положительными, если рассчитанные погрешности измерений с применением измерительной установки не превышают указанных в описание типа на данное СИ.

• 6.5.2 Поверка по 2-ому способу - определение метрологических характеристик поэлементным способом.

• 6.5.2.1 Проверяют наличие у средств измерений из состава поверяемой установки действующего знака поверки и (или) свидетельства о поверке, и (или) записи в паспорте (формуляре) заверенной подписью поверителя и знаком поверки.

• 6.5.2.2 Относительная погрешность измерений массы и массового расхода скважинной жидкости, измеренные установкой, будут равны относительной погрешности измерений массы жидкости массомера, установленного в жидкостной линии установки.

Результаты поверки считают положительными, если относительная погрешность измерений массы скважинной жидкости не превышает ±2,5 %.

• 6.5.2.3 Определение относительной погрешности измерений объема свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям

• 6.5.2.3.1 Относительную погрешность определения объема нефтяного газа, измеренного объемным расходомером при стандартных условиях, %, определяют по формуле

6V =    + (6_Р6_Р)² + ^_Т6_ТУ + 6*                   (8)

где 8_V - допускаемая относительная погрешность измерений объема нефтяного

газа в рабочих условиях, %;

8?  - относительная погрешность измерения давления нефтяного газа, %;

8_Т - относительная погрешность измерения абсолютной температуры нефтяного газа, %;

5_К - относительная погрешность вычисления коэффициента сжимаемости нефтяного газа, %, определяют по ГОСТ 30319.2;

- коэффициент влияния соответствующей величины на коэффициент сжимаемости нефтяного газа."

Коэффициенты влияния 6_Р,$_Т вычисляют по следующим формулам:

8К_РР

= 1--

где ДР - 0,001МПа, ДТ - 0,01 К приращения давления и температуры при стандартных условиях, соответственно;

&К_Р = &К_РХ - &Кр₂ - изменение значения коэффициента сжимаемости при изменении давления на величину ДР = Pl - Р2, коэффициент сжимаемости вычисляют по ГОСТ 30319.2;

&К_Т = &К_Т1 - Д/С_Г2 - изменение значения коэффициента сжимаемости при изменении температуры на величину ДТ = Т1 - Т2, коэффициент сжимаемости вычисляют по ГОСТ 30319.2.

• 6.5.2.3.2 Относительную погрешность измерений объема свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, при измерении массомером количества нефтяного газа вычисляют по формуле

8V = ±1,1 у/8М? + <5р_г²                           (11)

где 8V - относительная погрешность измерений объема свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, м³;

8М_Т - относительная погрешность измерений массы свободного нефтяного газа, измеренная массовым расходомером-счетчиком газа, кг;

6р_г - относительная погрешность измерений плотности свободного нефтяного газа, %, определяют по ГССД МР 113.

• 6.5.2.3.3 Результаты поверки считают положительными, если относительная погрешность измерений объема и объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, не превышает ± 5 %.

• 6.5.2.4 Относительную погрешность массы и массового расхода скважинной жидкости без учета воды, %, вычисляют по МН 621-2015 «Количество извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Методика измерений с применением установки измерительной «Мера-ММ.101».

Результаты поверки считают положительными, если относительная погрешность измерений массы и массового расхода скважинной жидкости не превышает значений:

• 6.5.2.5 Допускается определять относительную погрешность измерений массы и массового расхода скважинной жидкости и относительную погрешность измерений объема и объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, с помощью эталона 2-го разряда по ГОСТ 8.637-2013, воспроизводящего двухфазный поток (газ, вода), а относительную погрешность массы и массового расхода скважинной жидкости без учета воды вычислять в соответствии с п.6.5.2.4.

• 6.5.2.6 Если по результатам поверки всех СИ, входящих в состав установок, их метрологические характеристики соответствуют указанным в описании типа соответствующего СИ, установка считается поверенной и пригодной к эксплуатации.

• 6.5.2 (Измененная редакция, Изм.№1).

7.1 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке в соответствии с Приказом Минпромторга России от 02.07.2015 N 1815 "Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке" (Зарегистрировано в Минюсте России 04.09.2015 N 38822). На оборотной стороне свидетельства о поверке указывают:

• - заводские номера СИ, входящих в состав установки;

• - при неполном объеме поверки приводят фразу «Поверка проведена не в полном объеме»;

• - диапазон измеряемых расходов сырой нефти и нефтяного газа;

• - значения пределов относительной погрешности измерений массы и массового расхода сырой нефти, массы и массового расхода сырой нефти без учета воды и объема и объемного расхода нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям.

• 7.2 . В поле знака поверки размещается информация о квартале нанесения знака поверки. Изображение знака поверки должно оставаться четким на всем протяжении межповерочного интервала.

• 7.3 При необходимости допускается оформлять протокол поверки в произвольной форме.

• 7.4 При отрицательных результатах поверки установку к эксплуатации не допускают, свидетельство о поверке аннулируют и выдают извещение о непригодности в соответствии с Приказом Минпромторга России от 02.07.2015 N 1815 "Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке" (Зарегистрировано в Минюсте России 04.09.2015 N 38822).

И