ГРСИ 50358-12: Установки для измерений количества сырой нефти и попутного нефтяного газа УИСН. Поверка

Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru

ООО "СУПРР"
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru

Заказать
поверку данных СИ
в аккредитованной лаборатории

Заказать
поверку

Смотреть ГРСИ
50358-12

Установки для измерений количества сырой нефти и попутного нефтяного газа УИСН, ГРСИ 50358-12

Смотреть ГРСИ
50357-12

Номер госреестра:

50358-12

Наименование СИ:

Установки для измерений количества сырой нефти и попутного нефтяного газа

Обозначение типа:

УИСН

Производитель:

ООО "Системы Нефть и Газ Балтия", г.Калининград

Межповерочный интервал:

1 год

Сведения о типе СИ:

Срок свидетельства

Срок свидетельства:

09.07.2017

Описание типа:

Скачать
описание типа СИ

Методика поверки:

Поверка<br>Аккредитованная лаборатория<br>8(812)209-15-19, info@saprd.ru

Поверка
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru

К сожалению, комментарии пока что отсутствуют. Вы можете быть первым. Оставить комментарий:

Описание типа средства измерения: Читать в отдельном окне

Untitled document

лист № 1

всего листов 11

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Установки для измерений количества сырой нефти и попутного нефтяного газа

УИСН

Назначение средства измерений

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 требо-

вания» и вычисления по их результатам дебита скважин – количества продукции нефтяной

скважины, полученное в течение суток.

Описание средства измерений

Принцип действия установок основан на сепарации жидкой и газообразной фаз сы-

рой нефти и измерениях массы сепарированной жидкости с помощью массовых расходоме-

ров, объема сепарированного газа с помощью массовых или объемных расходомеров газа. В

установках производится отбор проб и измеряется объемная доля воды в сырой нефти с по-

мощью 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 продук-

ция 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 попутно-го

нефтяного газа на одиночных скважинах и в составе групповых измерительных установок на

кусте скважин. Средства измерений (СИ), входящие в состав установок, должны быть ут-

вержденных типов. Перечень СИ, используемых в установках, а также их технические и мет-

рологические характеристики приведены в таблице 2.

Предусмотрены два варианта исполнения установок:

–cтационарная (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 по-

вышенной 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 сво-

бодного нефтяного газа датчиками расхода газа;

непрерывное автоматическое измерение давления и температуры жидкости и газа

датчиками давления и температуры;

Приложение к свидетельству № 47157

об утверждении типа средств измерений

лист № 2

всего листов 11

визуальный контроль давления и температуры жидкости и газа манометрами и

ртутными термометрами;

непрерывный отбор проб жидкости автоматическим пробоотборником (дополни-

тельная 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, неф-

ти, 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 пара-

метров 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

лист № 3

всего листов 11

Таблица 1 – Модели установок и используемые в них СИ

Модели устано-

вок

Диапазон

расхода жидко-

сти*, т/ч (т/сут)

газ

УИСН-100/10

от 1 до 50

83I15 и/или

83I25

83E15 и/или

83E25

ДРГ.М-160/80

УИСН-100/30

от 4 до 125

ДРГ.М-160

УИСН-100/100

от 10 до 400

ДРГ.М-400

УИСН-100/150

от 0,008 до 4,17

(от 0,2 до 100)

от 20 до 650

83E15 и/или

83E25

ДРГ.М-800

УИСН-400/10

от 1 до 200

ДРГ.М-400

УИСН-400/30

от 20 до 500

83E15 и/или

83E40

ДРГ.М-800

УИСН-400/100

от 40 до 1600

83I15 и/или

83I40

83E15 и/или

83E40

ДРГ.М-1600

УИСН-400/150

от 0,030 до 16,67

(от 0,72 до 400)

от 62,5 до 2500

83I15 и/или

83I40

83E15 и/или

83E40

ДРГ.М-2500

УИСН-1500/30

от 40 до 1600

83I40 и/или

83I80

ДРГ.М-1600

УИСН-1500/100

от 250 до 6300

83I40 и/или

83I80

ДРГ.М-10000

УИСН-1500/150

от 4,17 до 62,5

(от 100 до 1500)

от 250 до 9500

83I40 и/или

83I80

ДРГ.М-10000

* В зависимости от варианта исполнения

CMF/F

Promass 83I

Promass 83E

ДРГ.М

Диапазон

расхода газа

при рабочих

условиях*,

/ч

жидкостьгаз

83I15 и/или 83I25 и/или

83I25 83I40

83E15 и/или 83E25 и/или

83E25 83E40

83I15 и/или 83I25 и/или

83I25 83I50

83E15 и/или 83E25 и/или

83E25 83E50

83I15 и/или 83I40 и/или

83I25 83I80

83I15 и/или 83I25 и/или

83I40 83I40

83E15 и/или 83E25 и/или

83E40 83E40

83I15 и/или 83I25 и/или

83I40 83I80

CMF/F50

и/илиCMF/F50

CMF/F100

CMF/F50

и/илиCMF/F100

CMF/F100

CMF/F50 CMF/F50

и/или и/или

CMF/F100 CMF/F200

CMF/F50 CMF/F50

и/или и/или

CMF/F100 CMF/F300

CMF/F100

и/илиCMF/F100

CMF/F200

CMF/F100 CMF/F50

и/или и/или

CMF/F200 CMF/F200

CMF/F100

и/илиCMF/F300

CMF/F200

CMF/F100

и/или-

CMF/F200

и/илиCMF/F300

CMF/F300

CMF/F200

и/или-

CMF/F300

CMF/F200

и/или-

CMF/F300

лист № 4

всего листов 11

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 преобразовате-

лем 2700

Счетчик-расходомер массовый

Micro Motion модели CMF 100 с

измерительным преобразовате-

лем 2700

Счетчик-расходомер массовый

Micro Motion модели CMF 200 с

измерительным преобразовате-

лем 2700

Счетчик-расходомер массовый

Micro Motion модели CMF 300 с

измерительным преобразовате-

лем 2700

Пределы основной относи-

тельной погрешности измере-

ний массового расхода и мас-

сы жидкости ±0,1%, массово-

го расхода и массы газа

±0,35 %, пределы основной

абсолютной погрешности из-

мерений плотности жидкости

±0,5 кг/м

Счетчик-расходомер массовый

Micro Motion модели F 050 с из-

мерительным преобразователем

2700

Счетчик-расходомер массовый

Micro Motion модели F 100 с из-

мерительным преобразователем

2700

Счетчик-расходомер массовый

Micro Motion модели F 200 с из-

мерительным преобразователем

2700

Счетчик-расходомер массовый

Micro Motion модели F 300 с из-

мерительным преобразователем

2700

Пределы основной относи-

тельной погрешности измере-

ний массового расхода и мас-

сы жидкости ±0,2 %, массо-

вого расхода и массы газа

±0,5 %, пределы основной аб-

солютной погрешности изме-

рений плотности жидкости

±1,0 кг/м

Расходомер массовый

Promass 83I, DN 15, PN 40

Наибольший расход

жидкости (газа):

6,8 т/ч (0,3 т/ч)

Плотность жидкости:

от 0 до 5000 кг/м

Наибольший расход

жидкости (газа):

27,2 т/ч (1,3 т/ч)

Плотность жидкости:

от 0 до 5000 кг/м

Наибольший расход

жидкости (газа):

87,1 т/ч (4,0 т/ч)

Плотность жидкости:

от 0 до 5000 кг/м

Наибольший расход

жидкости (газа):

272,0 т/ч (13,3 т/ч)

Плотность жидкости:

от 0 до 5000 кг/м

Наибольший расход

жидкости (газа):

8,16 т/ч (0,357 т/ч)

Плотность жидкости:

от 0 до 5000 кг/м

Наибольший расход

жидкости (газа):

32,65 т/ч (1,366 т/ч)

Плотность жидкости:

от 0 до 5000 кг/м

Наибольший расход

жидкости (газа):

87,1 т/ч (3,810 т/ч)

Плотность жидкости:

от 0 до 5000 кг/м

Наибольший расход

жидкости (газа):

272,2 т/ч (14,865 т/ч)

Плотность жидкости:

от 0 до 5000 кг/м

Наибольший расход

жидкости (газа):

6,5 т/ч (0,07 т/ч)

Плотность жидкости:

от 500 до 1800 кг/м

Расходомер массовый

Promass 83I, DN 25, PN 40

Наибольший расход

жидкости (газа):

18 т/ч (0,19 т/ч)

Пределы допускаемой отно-

сительной погрешности изме-

рений массового расхода и

массы жидкости ± 0,1 %, мас-

сового расхода и массы газа ±

0,50 %, пределы допускаемой

абсолютной погрешности из-

мерений плотности жидкости

± 0,5 кг/м

;

лист № 5

всего листов 11

Наименование СИ

Диапазон измерений

Пределы допускаемых

погрешностей измерений

Расходомер массовый

Promass 83I, DN 40, PN 40

Расходомер массовый

Promass 83I, DN 50, PN 40

Плотность жидкости:

от 500 до 1800 кг/м

Наибольший расход

жидкости (газа):

45 т/ч (0,49 т/ч)

Плотность жидкости:

от 500 до 1800 кг/м

Наибольший расход газа

0,76 т/ч

Расходомер массовый

Promass 83I, DN 80, PN 40

Расходомер массовый

Promass 83Е, DN 15, PN 40

Расходомер массовый

Promass 83Е, DN 25, PN 40

Расходомер массовый

Promass 83Е, DN 40, PN 40

Расходомер массовый

Promass 83Е, DN 50, PN 40

Наибольший расход

жидкости (газа):

180 т/ч (1,96 т/ч)

Плотность жидкости:

от 500 до 1800 кг/м

Наибольший расход

жидкости (газа):

6,5 т/ч (0,06 т/ч)

Плотность жидкости:

от 500 до 1800 кг/м

Наибольший расход

жидкости (газа):

18 т/ч (0,17 т/ч)

Плотность жидкости:

от 500 до 1800 кг/м

Наибольший расход

жидкости (газа):

45 т/ч (0,43 т/ч)

Плотность жидкости:

от 500 до 1800 кг/м

Наибольший расход газа

0,67 т/ч

Пределы допускаемой отно-

сительной погрешности изме-

рений массового расхода и

массы жидкости ± 0,20 %,

массового расхода и массы

газа±0,75%,

пределы допускаемой абсо-

лютной погрешности измере-

ний плотности жидкости

± 0,5 кг/м

;

Датчик расхода газа

ДРГ.М-160/80

Датчик расхода газа ДРГ.М-160

Датчик расхода газа ДРГ.М-400

Датчик расхода газа ДРГ.М-800

Датчик расхода газа ДРГ.М-1600

Датчик расхода газа ДРГ.М-2500

Пределыосновной относи-

тельной погрешности в диа-

пазоне от Qmin до 0,1Qmax и

от 0,9Qmax до Qmax: ± 1,5 %,

пределыосновной относи-

тельной погрешности в диа-

пазоне от 0,1Qmax до 0,9

Qmax: ± 1,0 %;

Датчик расхода газа

ДРГ.М-10000

Влагомер сырой нефти

ВСН-2-50-100

от 1 до 80 м

/ч

при рабочих условиях

от 4 до 160 м

/ч

при рабочих условиях

от 10 до 400 м

/ч

при рабочих условиях

от 20 до 800 м

/ч

при рабочих условиях

от 40 до 1600 м

/ч

при рабочих условиях

от 62,5 до 2500 м

/ч

при рабочих условиях

от 250 до 10000 м

/ч

при рабочих условиях

от 0% до 100 %

объемной доли воды

Пределы допускаемой основ-

ной абсолютной погрешности

при содержании воды:

- от 0 % до 70 % –

1,0 %,

- от 70 % до 100 % –

1,5 %

лист № 6

всего листов 11

Наименование СИ

Диапазон измерений

Пределы допускаемых

погрешностей измерений

от 2,0 % до 99,9 %

объемной доли нефти в

воде

от минус 30 ºС до 20

от 0 ºС до 55

от 55 ºС до 105

от 0 ºС до 100 ºС

Влагомер поточный модели F

от 0 % до 100 %

объемной доли воды

Влагомер сырой нефти ВОЕСН

от 0,1 % до 99,9 %

объемной доли воды в

нефти

Пределы допускаемой основ-

ной 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 %

Пределы допускаемой основ-

ной абсолютной погрешности

измерения объемной доли во-

ды в нефти при содержании

воды:

- от 0,1 % до 70 % –

1,0 %,

- от 70 % до 99,9 % –

1,5 %.

Влагомер нефти поточный RED

EYE 2G

от 0 % до 100 %

объемной доли воды

Влагомер нефти AGAR OW-201

Датчик избыточного давления

Метран-100

от 0 % до 100 %

объемной доли воды

от 0 до 4,0 МПа

Датчик избыточного давления

Метран-150

от 0 до 6,0 МПа

Датчики температуры 644, 3144Р

от 0 ºС до 100 ºС

Преобразователи измерительные

АТТ2100

от 0 ºС до 100 ºС

Манометр МТИ-1246

от 0 до 6,0 МПа

Пределы допускаемой отно-

сительной погрешности изме-

рения 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 %;

Пределы допускаемой основ-

ной абсолютной погрешности

2 %;

Пределы допускаемой абсо-

лютной погрешности

1,0 %;

Пределы допускаемой основ-

ной приведенной погрешно-

сти

0,25 % .

Пределы допускаемой основ-

ной приведенной погрешно-

сти

0,20 %

Пределы допускаемой абсо-

лютной погрешности

0,2

Пределы допускаемой основ-

ной абсолютной погрешности

0,17

С.

Класс точности 0,6

Термометр стеклянный ртутный

лабораторный типа ТЛ-4 № 1

Пределы допускаемой абсо-

лютной погрешности

0,2

С.

Термометр ртутный стеклянный

лабораторный ТЛ-4 № 2

Пределы допускаемой абсо-

лютной погрешности

0,2

С.

Термометр ртутный стеклянный

лабораторный ТЛ-4 № 3

Пределы допускаемой абсо-

лютной погрешности

0,2

С.

Термометры цифровые малога-

баритные ТЦМ 9410

Пределы допускаемой основ-

ной абсолютной погрешно-

сти ± 0,1

С.

лист № 7

всего листов 11

Наименование СИ

Диапазон измерений

Пределы допускаемых

погрешностей измерений

Уровнемер OPTIFLEX 1300C

от 0 до 1000 мм

Хроматограф газовый СР -4900

Micro-GC

Плотномер портативный DM-

230

от 650 до 1100

Прибор УОСГ- 100 СКП

Диапазон измерений дав-

ления в пробоотборной

камере от 0 до 10 МПа.

Диапазон измерений изме-

нения вместимости пробо-

отборной камеры

от 0 до 33 мл

Пределы допускаемой абсо-

лютной погрешности

3,0 мм;

Предел допускаемого значе-

ния относительного СКО вы-

соты пика (по метану для

ДТП, по метилмеркаптану для

ДМД) (n=10) 3%

Пределы допускаемой абсо-

лютной погрешности при из-

меренииплотности

0,5 кг/м

Пределы абсолютной по-

грешности при измерении

давления ± 0,1 МПа.

Пределы абсолютной по-

грешности при измерении из-

менения вместимости пробо-

отборной камеры ± 0,2 мл

Прибор УОСГ–1РГ

Диапазон измерений дав-

ления от 0 до 60 МПа.

Диапазон измерений изме-

нения вместимости изме-

рительной камеры

от 0 до 130 мл

Прибор автоматический лабора-

торный АЛП-01 ДП

Диапазон измерений дав-

ления насыщенных паров,

от 0,01 до 0,16 МПа.

Максимальное соотноше-

ние вместимости измери-

тельной камеры и объема

отбираемой пробы не ме-

нее 20

Пределы абсолютной по-

грешности при измерении

давления ± 0,04 МПа.

Пределы абсолютной по-

грешности при измерении из-

менения вместимости изме-

рительной камеры ± 0,5 мл

Пределы абсолютной по-

грешности при измерении

давления ± 0,001 МПа.

Погрешность определения

соотношения объемов изме-

рительной камеры и отбирае-

мой пробы не более 2,5 %

Прибор АЛП-1РГ

Диапазон измерений дав-

ления насыщенных паров

от 0,05 до 6,0 МПа.

Максимальное соотноше-

ние вместимости измери-

тельной камеры и объема

отбираемой пробы не ме-

нее 100

Пределы абсолютной погреш-

ности при измерении давле-

ния 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 определе-

нии соотношения вместимо-

сти измерительной камеры и

объема отбираемой пробы не

более ± 5 %

лист № 8

всего листов 11

Программное обеспечение

CRC32

В установках используется встроенное программное обеспечение, установленное в

ИВК-УИСН (далее – ПО ИВК-УИСН).

Таблица 3 – Идентификационные данные ПО ИВК-УИСН

Наименование Идентифика- Номер версии Цифровой иденти-

программного ционное на- (идентификаци- фикатор программ-

обеспечения именование онный номер) ного обеспечения

программного программного (контрольная сумма

обеспеченияобеспеченияисполняемого кода)

Алгоритмвы-

числений циф-

рового иденти-

фикатора про-

граммного

обеспечения

Указан в свидетель-

Прикладное ПО

стве о метрологиче-

компьютера IVK-UISN.exe

0458.ХХ.ХХской аттестации ПО

ИВК

ИВК-УИСН.

ПО ИВК-УИСН и алгоритмы обработки результатов измерений аттестованы в уста-

новленном порядке. Контроль целостности и подлинности ПО осуществляется посредством

расчета контрольной суммы исполняемого файла по алгоритму CRC32. Влияние ПО на мет-

рологические характеристики установок учтено при нормировании их метрологических ха-

рактеристик.

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 несанкциони-

рованного доступа. Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений

- С, в соответствии с МИ 3286-2010.

Метрологические и технические характеристики

Метрологические и технические характеристики установок приведены в таблице 4.

Таблица - 4

± 6,0*

от 0 до 73

4,0

Наименование характеристики

Значение

характеристики

± 2,5*

Пределы допускаемой относительной погрешности при

измерении:

- массы сырой нефти, %

- массы сырой нефти без учета воды при содержании во-

ды в сырой нефти (в объемных долях) до 70 %, %

- массы сырой нефти без учета воды при содержании во-

ды в сырой нефти (в объемных долях) от 70 % до 95 %, %

- объема свободного нефтяного газа, %

Диапазон измерений массового расхода сырой

нефти, т/ч (т/сут)

Диапазон измерений объемного расхода газа при рабочих

условиях, м

/ч (м

/сут)

Рабочая среда

Характеристики рабочей жидкости (сырая нефть):

диапазон рабочей температуры,

давление рабочей среды, МПа, не более

± 15,0*

± 5,0*

от 0,008 до 62,5

(от 0,1 до 1500)

от 1 до 9500

(от 24 до 228000)

сырая нефть и

свободный нефтяной газ

лист № 9

всего листов 11

0,5

500

± 0,01

от 5 до 45

от 15 до 25

Средняя наработка на отказ по функции измерения коли-

чества сырой нефти и нефтяного газа, ч, не менее

8800

диапазон объемной доли воды в сырой нефти, %

диапазон плотности сырой нефти, кг/м

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

5,0

± 0,01

переменный

220

+22

-33

/ 380

+38

-57

50,0 ± 1,0

от 84 до 106,7

Пределы допускаемой абсолютной погрешности ИВК-

УИСН при измерении постоянного тока, мА

Пределы допускаемой относительной погрешности ИВК-

УИСН при измерении количества импульсов, %

Параметры электрического питания:

- род тока

- напряжение, В

- частота, Гц

- потребляемая мощность, кВ·А, не более

Условия эксплуатации:

- температура окружающей среды

в блоке технологическом,

- температура окружающей среды

в аппаратном отсеке,

- относительная влажность окружающего воздуха при

температуре 15

С, %, не более

- рабочий диапазон атмосферного давления, кПа.

Габаритные размеры:

- длина, мм, не более

- ширина, мм, не более

- высота, мм, не более

Масса, кг , не более

Срок службы, лет, не менее

8500

2600

3990

10 000

* 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 средства измерений

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.

лист № 10

всего листов 11

Поверка

осуществляется согласно документу МП 2550-0179-2011 « Установки для измерений количе-

ства 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 до-

верительной 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, мАот 0,5 до 20;

- пределы допускаемой абсолютной

погрешности формирования силы тока, мкА± 3;

- диапазон формирования частоты импульсных

последовательностей (канал «F4», канал «N»), Гцот 0,1 до 15000;

- пределы допускаемой относительной погрешности

формирования частоты импульсных последовательностей, %± 5

•

-4

;

- пределы допускаемой абсолютной погрешности

формирования количества импульсов в пачке, имп.± 2.

Сведения о методиках (методах) измерений

Методика измерений приведена в пункте 6.2 документа «0458.00.00.000-00 РЭ. Уста-

новки для измерений количества сырой нефти и попутного нефтяного газа УИСН. Руково-

дство по эксплуатации».

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к передвижной

установке для измерений количества сырой нефти и нефтяного газа УИСН

1 ГОСТ 8.615-2005 «ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтя-

ного газа. Общие метрологические и технические требования».

2 Техническая документация ООО «ИМС Индастриз».

Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования

обеспечения единства измерений

Выполнение работ и (или) услуг по обеспечению единства измерений, выполнение

государственныхучетныхоперацийнапредприятияхнефтедобывающей,

нефтеперерабатывающей и других отраслей промышленности.

Изготовитель

ООО «Системы Нефть и Газ Балтия»

Адрес:РФ, 236039, г. Калининград, ул. Портовая, 41

тел. (4012) 63-12-47, факс (4012) 47-41-84

e-mail:

info@ogsb.ru

Заявитель

ООО «Домодедовский опытный машиностроительный завод»

Адрес: 142005, Московская область,

г. Домодедово, ул. Кирова, 27

тел./факс: (495)788-57-81

e-mail:

domz@domz.ru

лист № 11

всего листов 11

Испытательный центр

ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМ им.Д.И.Менделеева»

Регистрационный номер в Государственном реестре 30001-10

Адрес: 190005, Санкт-Петербург, Московский проспект, 19, e-mail:

info@vniim.ru

Тел. (812) 251-76-01, факс (812) 713-01-14

Заместитель

Руководителя Федерального

агентства по техническому

регулированию и метрологии

Е.Р. Петросян

«____»_____________2012 г.

МП

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

ООО СУПРР 8(812)209-15-19, info@saprd.ru

Похожие средства измерения:

ГРСИ	Наименование СИ	Тип СИ	Производитель	МПИ	Ссылка
61364-15	Стандарт-титры	СТ-ОВП-01	ФГУП "ВНИИ физико-технических и радиотехнических измерений" (ВНИИФТРИ), пос.Менделеево	Первичная поверка при вводе в эксплуатацию	Перейти
29087-05	Элементы чувствительные	ЭЧП-2000, ЭЧМ-2000, ЭЧРЖ-2000	ФГУП "ВНИИ физико-технических и радиотехнических измерений" (ВНИИФТРИ), пос.Менделеево	1 год	Перейти
23601-02	Установки поверочные для счетчиков газа	УПС-16	ООО "НВП "Газометр", г.Казань	2 года	Перейти
6439-78	Установки для поверки вторичных приборов теплоэнергетического контроля	УВПТ-2АМ	Завод "КИП", Киргизия, г.Бишкек	Нет данных	Перейти
23891-02	Системы измерений длительности соединений	СИДС ОМЕГА	ОАО "НПО "Раскат", г.Москва	2 года	Перейти

Поверка средств измерений

ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru

Поверка средств измерений

Заказать поверкуУстановки для измерений количества сырой нефти и попутного нефтяного газа УИСНГРСИ 50358-12

Заказать поверку
Установки для измерений количества сырой нефти и попутного нефтяного газа УИСН
ГРСИ 50358-12