Установка для измерений количества сырой нефти и попутного нефтяного газа УИСН
Номер в ГРСИ РФ: | 50358-12 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "Системы Нефть и Газ Балтия", г.Калининград |
50358-12: Описание типа СИ | Скачать | 160.1 КБ |
Установки для измерений количества сырой нефти и попутного нефтяного газа УИСН (далее ╞ установки) моделей УИСН-100/10, УИСН-100/30, УИСН-100/100, УИСН100/150, УИСН-400/10, УИСН-400/30, УИСН-400/100, УИСН-400/150, УИСН-1500/30, УИСН-1500/100, УИСН-1500/150, предназначены для измерений количества сырой нефти и попутного нефтяного газа в соответствии с ГОСТ 8.615-2005 ┌ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования√ и вычисления по их результатам дебита скважин ╞ количества продукции нефтяной скважины, полученное в течение суток.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 50358-12 |
Наименование | Установка для измерений количества сырой нефти и попутного нефтяного газа |
Модель | УИСН |
Год регистрации | 2012 |
Страна-производитель | Россия |
Информация о сертификате | |
Срок действия сертификата | 09.07.2017 |
Номер сертификата | 47157 |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | C |
Дата протокола | Приказ 483 п. 31 от 09.07.2012 |
Производитель / Заявитель
ООО "Системы Нефть и Газ Балтия", г. Калининград
Россия
Поверка
Методика поверки / информация о поверке | МП 2550-0179-2011 |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 1 год |
Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
50358-12: Описание типа СИ | Скачать | 160.1 КБ |
Описание типа
Назначение
Установки для измерений количества сырой нефти и попутного нефтяного газа УИСН (далее - установки) моделей УИСН-100/10, УИСН-100/30, УИСН-100/100, УИСН-100/150, УИСН-400/10, УИСН-400/30, УИСН-400/100, УИСН-400/150, УИСН-1500/30, УИСН-1500/100, УИСН-1500/150, предназначены для измерений количества сырой нефти и попутного нефтяного газа в соответствии с ГОСТ 8.615-2005 «ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования» и вычисления по их результатам дебита скважин - количества продукции нефтяной скважины, полученное в течение суток.
Описание
Принцип действия установок основан на сепарации жидкой и газообразной фаз сырой нефти и измерениях массы сепарированной жидкости с помощью массовых расходомеров, объема сепарированного газа с помощью массовых или объемных расходомеров газа. В установках производится отбор проб и измеряется объемная доля воды в сырой нефти с помощью поточного влагомера. Предусмотрена возможность определения массовой доли воды в сырой нефти по плотности нефти и пластовой воды. После измерений водонефтяная смесь и свободный газ попадают в смеситель, где осуществляется смешение, измеренная продукция скважины поступает в нефтесборный коллектор.
Модели установок в зависимости от расхода измеряемых компонентов приведены в таблице 1. Установки могут применяться для измерений количества сырой нефти и попутного нефтяного газа на одиночных скважинах и в составе групповых измерительных установок на кусте скважин. Средства измерений (СИ), входящие в состав установок, должны быть утвержденных типов. Перечень СИ, используемых в установках, а также их технические и метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Предусмотрены два варианта исполнения установок:
- стационарная (С)
- передвижная (П).
Конструктивно установки состоят из технологического блока и аппаратного отсека с измерительно-вычислительным комплексом установки для измерений количества сырой нефти и попутного нефтяного газа УИСН (далее- ИВК-УИСН), размещенных в едином блок-боксе. Установка располагается на объекте, согласно проекту привязки, как отдельно стоящий блок-бокс - вариант исполнения С, или устанавливается на шасси автомобиля повышенной проходимости или автомобильного прицепа - вариант исполнения П.
Установки обеспечивают выполнение следующих функций:
- сепарация продукции скважины при рабочем давлении в нефтегазовом сепараторе для последующих измерений;
- непрерывное автоматическое измерение массы сырой нефти и плотности сырой нефти счетчиками-расходомерами массовыми;
- непрерывное автоматическое измерение объемной доли воды в сепарированной жидкости поточным влагомером;
- непрерывное автоматическое измерение объема выделенного в сепараторе свободного нефтяного газа датчиками расхода газа;
- непрерывное автоматическое измерение давления и температуры жидкости и газа датчиками давления и температуры;
- визуальный контроль давления и температуры жидкости и газа манометрами и ртутными термометрами;
- непрерывный отбор проб жидкости автоматическим пробоотборником (дополнительная опция);
- периодический отбор проб жидкости ручным пробоотборником;
- автоматическое измерение и регулирование уровня раздела фаз «газ-жидкость» в сепараторе;
- определение массы нефти без учета воды;
- определение дебита (производительности) нефтяной скважины по жидкости, нефти, газу и воде;
- определение газового фактора;
- отображение измеряемых и вычисляемых значений на дисплее на рабочем месте оператора;
- регистрация и хранение информации о результатах измерений количества и параметров сырой нефти по скважине за период не менее одного месяца;
- создание и ведение журналов событий;
- защита от несанкционированного доступа системой паролей.
Общий вид установки показан на рисунке 1.
Рисунок 1
Таблица 1 - Модели установок и используемые в них СИ
Модели установок |
Диапазон расхода жидкости*, т/ч (т/сут) |
Диапазон расхода газа при рабочих условиях*, м3/ч |
CMF/F |
Promass 83I |
Promass 83E |
ДРГ.М | |||
жидкость |
газ |
жидкость |
газ |
жидкость |
газ |
газ | |||
УИСН-100/10 |
от 0,008 до 4,17 (от 0,2 до 100) |
от 1 до 50 |
CMF/F50 и/или CMF/F100 |
CMF/F50 |
83I15 и/или 83I25 |
83I25 |
83E15 и/или 83E25 |
83E25 |
ДРГ.М-160/80 |
УИСН-100/30 |
от 4 до 125 |
CMF/F50 и/или CMF/F100 |
CMF/F100 |
83I15 и/или 83I25 |
83I25 и/или 83I40 |
83E15 и/или 83E25 |
83E25 и/или 83E40 |
ДРГ.М-160 | |
УИСН-100/100 |
от 10 до 400 |
CMF/F50 и/или CMF/F100 |
CMF/F50 и/или CMF/F200 |
83I15 и/или 83I25 |
83I25 и/или 83I50 |
83E15 и/или 83E25 |
83E25 и/или 83E50 |
ДРГ.М-400 | |
УИСН-100/150 |
от 20 до 650 |
CMF/F50 и/или CMF/F100 |
CMF/F50 и/или CMF/F300 |
83I15 и/или 83I25 |
83I40 и/или 83I80 |
83E15 и/или 83E25 |
ДРГ.М-800 | ||
УИСН -400/10 |
от 0,030 до 16,67 (от 0,72 до 400) |
от 1 до 200 |
CMF/F100 и/или CMF/F200 |
CMF/F100 |
83I15 и/или 83I40 |
83I25 и/или 83I40 |
83E15 и/или 83E40 |
83E25 и/или 83E40 |
ДРГ.М-400 |
УИСН -400/30 |
от 20 до 500 |
CMF/F100 и/или CMF/F200 |
CMF/F50 и/или CMF/F200 |
83I15 и/или 83I40 |
83I25 и/или 83I80 |
83E15 и/или 83E40 |
- |
ДРГ.М-800 | |
УИСН-400/100 |
от 40 до 1600 |
CMF/F100 и/или CMF/F200 |
CMF/F300 |
83I15 и/или 83I40 |
- |
83E15 и/или 83E40 |
- |
ДРГ.М-1600 | |
УИСН-400/150 |
от 62,5 до 2500 |
CMF/F100 и/или CMF/F200 |
- |
83I15 и/или 83I40 |
- |
83E15 и/или 83E40 |
- |
ДРГ.М-2500 | |
УИСН-1500/30 |
от 4,17 до 62,5 (от 100 до 1500) |
от 40 до 1600 |
CMF/F200 и/или CMF/F300 |
CMF/F300 |
83I40 и/или 83I80 |
- |
- |
- |
ДРГ.М-1600 |
УИСН-1500/100 |
от 250 до 6300 |
CMF/F200 и/или CMF/F300 |
- |
83I40 и/или 83I80 |
- |
- |
- |
ДРГ.М-10000 | |
УИСН-1500/150 |
от 250 до 9500 |
CMF/F200 и/или CMF/F300 |
- |
83I40 и/или 83I80 |
- |
- |
- |
ДРГ.М-10000 | |
* В зависимости от варианта исполнения |
Таблица 2- Перечень СИ, используемых в установках, и их технические и метрологические характеристики
Наименование СИ |
Диапазон измерений |
Пределы допускаемых погрешностей измерений |
Счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF 050 с измерительным преобразователем 2700 |
Наибольший расход жидкости (газа): 6,8 т/ч (0,3 т/ч) Плотность жидкости: от 0 до 5000 кг/м3 |
Пределы основной относительной погрешности измерений массового расхода и массы жидкости ±0,1%, массового расхода и массы газа ±0,35 %, пределы основной абсолютной погрешности измерений плотности жидкости ±0,5 кг/м3 |
Счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF 100 с измерительным преобразователем 2700 |
Наибольший расход жидкости (газа): 27,2 т/ч (1,3 т/ч) Плотность жидкости: от 0 до 5000 кг/м3 | |
Счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF 200 с измерительным преобразователем 2700 |
Наибольший расход жидкости (газа): 87,1 т/ч (4,0 т/ч) Плотность жидкости: от 0 до 5000 кг/м3 | |
Счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF 300 с измерительным преобразователем 2700 |
Наибольший расход жидкости (газа): 272,0 т/ч (13,3 т/ч) Плотность жидкости: от 0 до 5000 кг/м3 | |
Счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели F 050 с измерительным преобразователем 2700 |
Наибольший расход жидкости (газа): 8,16 т/ч (0,357 т/ч) Плотность жидкости: от 0 до 5000 кг/м3 |
Пределы основной относительной погрешности измерений массового расхода и массы жидкости ±0,2 %, массового расхода и массы газа ±0,5 %, пределы основной абсолютной погрешности измерений плотности жидкости ±1,0 кг/м3 |
Счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели F 100 с измерительным преобразователем 2700 |
Наибольший расход жидкости (газа): 32,65 т/ч (1,366 т/ч) Плотность жидкости: от 0 до 5000 кг/м3 | |
Счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели F 200 с измерительным преобразователем 2700 |
Наибольший расход жидкости (газа): 87,1 т/ч (3,810 т/ч) Плотность жидкости: от 0 до 5000 кг/м3 | |
Счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели F 300 с измерительным преобразователем 2700 |
Наибольший расход жидкости (газа): 272,2 т/ч (14,865 т/ч) Плотность жидкости: от 0 до 5000 кг/м3 | |
Расходомер массовый Promass 83I, DN 15, PN 40 |
Наибольший расход жидкости (газа): 6,5 т/ч (0,07 т/ч) Плотность жидкости: от 500 до 1800 кг/м3 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массового расхода и массы жидкости ± 0,1 %, массового расхода и массы газа ± 0,50 %, пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности жидкости ± 0,5 кг/м3; |
Расходомер массовый Promass 83I, DN 25, PN 40 |
Наибольший расход жидкости (газа): 18 т/ч (0,19 т/ч) |
Наименование СИ |
Диапазон измерений |
Пределы допускаемых погрешностей измерений |
Плотность жидкости: от 500 до 1800 кг/м3 | ||
Расходомер массовый Promass 83I, DN 40, PN 40 |
Наибольший расход жидкости (газа): 45 т/ч (0,49 т/ч) Плотность жидкости: от 500 до 1800 кг/м3 | |
Расходомер массовый Promass 83I, DN 50, PN 40 |
Наибольший расход газа 0,76 т/ч | |
Расходомер массовый Promass 83I, DN 80, PN 40 |
Наибольший расход жидкости (газа): 180 т/ч (1,96 т/ч) Плотность жидкости: от 500 до 1800 кг/м3 | |
Расходомер массовый Promass 83Е, DN 15, PN 40 |
Наибольший расход жидкости (газа): 6,5 т/ч (0,06 т/ч) Плотность жидкости: от 500 до 1800 кг/м3 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массового расхода и массы жидкости ± 0,20 %, массового расхода и массы газа ± 0,75 %, пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности жидкости ± 0,5 кг/м3; |
Расходомер массовый Promass 83Е, DN 25, PN 40 |
Наибольший расход жидкости (газа): 18 т/ч (0,17 т/ч) Плотность жидкости: от 500 до 1800 кг/м3 | |
Расходомер массовый Promass 83Е, DN 40, PN 40 |
Наибольший расход жидкости (газа): 45 т/ч (0,43 т/ч) Плотность жидкости: от 500 до 1800 кг/м3 | |
Расходомер массовый Promass 83Е, DN 50, PN 40 |
Наибольший расход газа 0,67 т/ч | |
Датчик расхода газа ДРГ.М-160/80 |
от 1 до 80 м3/ч при рабочих условиях |
Пределы основной относительной погрешности в диапазоне от Qmin до 0,1Qmax и от 0,9Qmax до Qmax: ± 1,5 %, пределы основной относительной погрешности в диапазоне от 0,1Qmax до 0,9 Qmax: ± 1,0 %; |
Датчик расхода газа ДРГ.М-160 |
от 4 до 160 м3/ч при рабочих условиях | |
Датчик расхода газа ДРГ.М-400 |
от 10 до 400 м3/ч при рабочих условиях | |
Датчик расхода газа ДРГ.М-800 |
от 20 до 800 м3/ч при рабочих условиях | |
Датчик расхода газа ДРГ.М-1600 |
от 40 до 1600 м3/ч при рабочих условиях | |
Датчик расхода газа ДРГ.М-2500 |
от 62,5 до 2500 м3/ч при рабочих условиях | |
Датчик расхода газа ДРГ.М-10000 |
от 250 до 10000 м3/ч при рабочих условиях | |
Влагомер сырой нефти ВСН-2-50-100 |
от 0% до 100 % объемной доли воды |
Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности при содержании воды: - от 0 % до 70 % - ±1,0 %, - от 70 % до 100 % - ± 1,5 % |
Наименование СИ |
Диапазон измерений |
Пределы допускаемых погрешностей измерений |
Влагомер поточный модели F |
от 0 % до 100 % объемной доли воды |
Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности в диапазоне содержании воды: - от 0 % до 10 % - ± 0,15 %, - от 10 % до 20 % - ± 0,20 %, - от 20 % до 70 % - ± 1,0 %, - от 70 % до 100 % - ± 1,5 % |
Влагомер сырой нефти ВОЕСН |
от 0,1 % до 99,9 % объемной доли воды в нефти от 2,0 % до 99,9 % объемной доли нефти в воде |
Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерения объемной доли воды в нефти при содержании воды: - от 0,1 % до 70 % - ± 1,0 %, - от 70 % до 99,9 % - ± 1,5 %. Пределы допускаемой относительной погрешности измерения объемной доли нефти в воде при содержании нефти: -от 30,0 % до 99,9 % - ± 4,0 %, - от 5,0 % до 30,0 % - ± 10 %, - от 2,0 % до 5,0 % - ± 18 %; |
Влагомер нефти поточный RED EYE 2G |
от 0 % до 100 % объемной доли воды |
Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности ± 2 %; |
Влагомер нефти AGAR OW-201 |
от 0 % до 100 % объемной доли воды |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 1,0 %; |
Датчик избыточного давления Метран-100 |
от 0 до 4,0 МПа |
Пределы допускаемой основной приведенной погрешности ± 0,25 % . |
Датчик избыточного давления Метран-150 |
от 0 до 6,0 МПа |
Пределы допускаемой основной приведенной погрешности ± 0,20 % |
Датчики температуры 644, 3144Р |
от 0 °С до 100 °С |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности ±0,2 °С |
Преобразователи измерительные АТТ2100 |
от 0 °С до 100 °С |
Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности ±0,17 °С. |
Манометр МТИ-1246 |
от 0 до 6,0 МПа |
Класс точности 0,6 |
Термометр стеклянный ртутный лабораторный типа ТЛ-4 № 1 |
от минус 30 °С до 20 ° С |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,2 °С. |
Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 № 2 |
от 0 °С до 55 °С |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,2 °С. |
Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 № 3 |
от 55 °С до 105 °С |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,2 °С. |
Термометры цифровые малогабаритные ТЦМ 9410 |
от 0 °С до 100 °С |
Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности ± 0,1 оС. |
Наименование СИ |
Диапазон измерений |
Пределы допускаемых погрешностей измерений |
Уровнемер OPTIFLEX 1300C |
от 0 до 1000 мм |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 3,0 мм; |
Хроматограф газовый СР -4900 Micro-GC |
Предел допускаемого значения относительного СКО высоты пика (по метану для ДТП, по метилмеркаптану для ДМД) (n=10) 3% | |
Плотномер портативный DM-230 |
от 650 до 1100 |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности при измерении плотности ± 0,5 кг/м3 |
Прибор УОСГ- 100 СКП |
Диапазон измерений давления в пробоотборной камере от 0 до 10 МПа. Диапазон измерений изменения вместимости пробоотборной камеры от 0 до 33 мл |
Пределы абсолютной погрешности при измерении давления ± 0,1 МПа. Пределы абсолютной погрешности при измерении изменения вместимости пробоотборной камеры ± 0,2 мл |
Прибор УОСГ-1РГ |
Диапазон измерений давления от 0 до 60 МПа. Диапазон измерений изменения вместимости измерительной камеры от 0 до 130 мл |
Пределы абсолютной погрешности при измерении давления ± 0,04 МПа. Пределы абсолютной погрешности при измерении изменения вместимости измерительной камеры ± 0,5 мл |
Прибор автоматический лабораторный АЛП-01 ДП |
Диапазон измерений давления насыщенных паров, от 0,01 до 0,16 МПа. Максимальное соотношение вместимости измерительной камеры и объема отбираемой пробы не менее 20 |
Пределы абсолютной погрешности при измерении давления ± 0,001 МПа. Погрешность определения соотношения объемов измерительной камеры и отбираемой пробы не более 2,5 % |
Прибор АЛП-1РГ |
Диапазон измерений давления насыщенных паров от 0,05 до 6,0 МПа. Максимальное соотношение вместимости измерительной камеры и объема отбираемой пробы не менее 100 |
Пределы абсолютной погрешности при измерении давления в диапазоне от 0,05 до 0,2 МПа ± 0,003 МПа; в диапазоне от 0,21 до 6,0 МПа ± 0,010 МПа. Погрешность при определении соотношения вместимости измерительной камеры и объема отбираемой пробы не более ± 5 % |
Программное обеспечение
В установках используется встроенное программное обеспечение, установленное в ИВК-УИСН (далее - ПО ИВК-УИСН).
Таблица 3 - Идентификационные данные ПО ИВК-УИСН
Наименование программного обеспечения |
Идентификационное на именование программного обеспечения |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычислений цифрового идентификатора программного обеспечения |
Прикладное ПО компьютера ИВК |
IVK-UISN.exe |
0458.ХХ.ХХ |
Указан в свидетельстве о метрологической аттестации ПО ИВК-УИСН. |
CRC32 |
ПО ИВК-УИСН и алгоритмы обработки результатов измерений аттестованы в установленном порядке. Контроль целостности и подлинности ПО осуществляется посредством расчета контрольной суммы исполняемого файла по алгоритму CRC32. Влияние ПО на метрологические характеристики установок учтено при нормировании их метрологических характеристик.
Защита данных от несанкционированного доступа в ПО ИВК-УИСН обеспечивается разграничением прав пользователей. Введены четырехуровневая система доступа и система паролей. Предусмотрена физическая защита (опломбирование) ИВК-УИСН от несанкционированного доступа. Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - С, в соответствии с МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Метрологические и технические характеристики установок приведены в таблице 4.
Таблица - 4
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении: - массы сырой нефти, % |
± 2,5* |
- массы сырой нефти без учета воды при содержании воды в сырой нефти (в объемных долях) до 70 %, % |
± 6,0* |
- массы сырой нефти без учета воды при содержании воды в сырой нефти (в объемных долях) от 70 % до 95 %, % |
± 15,0* |
- объема свободного нефтяного газа, % |
± 5,0* |
Диапазон измерений массового расхода сырой нефти, т/ч (т/сут) |
от 0,008 до 62,5 (от 0,1 до 1500) |
Диапазон измерений объемного расхода газа при рабочих условиях, м3/ч (м3/сут) |
от 1 до 9500 (от 24 до 228000) |
Рабочая среда Характеристики рабочей жидкости (сырая нефть): - диапазон рабочей температуры, оС - давление рабочей среды, МПа, не более |
сырая нефть и свободный нефтяной газ от 0 до 73 4,0 |
- диапазон объемной доли воды в сырой нефти, % - диапазон плотности сырой нефти, кг/м3 - содержание механических примесей в сырой нефти, %, не более - кинематическая вязкость сырой нефти при 20 °С, сСт, не более - объемная доля сероводорода, %, не более |
от 0,1 до 100 от 785,0 до 1200 0,5 500 5,0 |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности ИВК- УИСН при измерении постоянного тока, мА Пределы допускаемой относительной погрешности ИВК- УИСН при измерении количества импульсов, % |
± 0,01 ± 0,01 |
Параметры электрического питания: - род тока - напряжение, В - частота, Гц - потребляемая мощность, кВ • А, не более |
переменный 220 +22 33/ 380 +38-57 50,0 ± 1,0 20 |
Условия эксплуатации: - температура окружающей среды в блоке технологическом, оС - температура окружающей среды в аппаратном отсеке, оС - относительная влажность окружающего воздуха при температуре 15 оС, %, не более - рабочий диапазон атмосферного давления, кПа. |
от 5 до 45 от 15 до 25 96 от 84 до 106,7 |
Г абаритные размеры: - длина, мм, не более - ширина, мм, не более - высота, мм, не более |
8500 2600 3990 |
Масса, кг , не более |
10 000 |
Срок службы, лет, не менее |
10 |
Средняя наработка на отказ по функции измерения количества сырой нефти и нефтяного газа, ч, не менее |
8800 |
* При соблюдении требований к диапазонам и погрешностям СИ, входящих в состав конкретной установки, и рассчитанных в соответствии с методикой измерений. Примечание - Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы сырой нефти без учета воды при содержании воды в сырой нефти свыше 95 % определяются в соответствии с аттестованной методикой измерений. |
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации методом компьютерной графики и на паспортную табличку методом офсетной печати.
Комплектность
Установка для измерений количества сырой нефти и попутного нефтяного газа УИСН (состав установки определяется при заказе) |
1 шт. |
Комплект ЗИП |
1шт. |
Руководство по эксплуатации |
1 экз. |
Руководство оператора |
1 экз |
Паспорт |
1 экз. |
Методика поверки |
1 экз. |
Поверка
осуществляется согласно документу МП 2550-0179-2011 « Установки для измерений количества сырой нефти и попутного нефтяного газа УИСН. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 21 сентября 2011 года.
Основные средства поверки:
Рабочий эталон РЭ ВТ- 6-98, диапазон воспроизведения массового расхода от 0,012 до 320 т/ч, доверительная относительная погрешность определения массы жидкости при доверительной вероятности 0,99 - 0,03 %.
Устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры узлов учета нефти и
нефтепродуктов УПВА.
Основные метрологические характеристики УПВА:
- диапазон формирования силы тока, мА
- пределы допускаемой абсолютной
погрешности формирования силы тока, мкА
- диапазон формирования частоты импульсных последовательностей (канал «F4», канал «N»), Гц
- пределы допускаемой относительной погрешности формирования частоты импульсных последовательностей, %
- пределы допускаемой абсолютной погрешности формирования количества импульсов в пачке, имп.
от 0,5 до 20;
± 3;
от 0,1 до 15000;
± 5-10-4;
± 2.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в пункте 6.2 документа «0458.00.00.000-00 РЭ. Установки для измерений количества сырой нефти и попутного нефтяного газа УИСН. Руководство по эксплуатации».
Нормативные документы
1 ГОСТ 8.615-2005 «ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования».
2 Техническая документация ООО «ИМС Индастриз».
Рекомендации к применению
Выполнение работ и (или) услуг по обеспечению единства измерений, выполнение государственных учетных операций на предприятиях нефтедобывающей, нефтеперерабатывающей и других отраслей промышленности.