Сведения о средстве измерений: 63105-16 Система измерений количества и параметров нефти сырой с выхода ДНС №2 Верхнеказымского нефтяного месторождения (ОАО "Сургутнефтегаз")

Номер по Госреестру СИ: 63105-16
63105-16 Система измерений количества и параметров нефти сырой с выхода ДНС №2 Верхнеказымского нефтяного месторождения (ОАО "Сургутнефтегаз")
(Нет данных)

Назначение средства измерений:
Система измерений количества и параметров нефти сырой с выхода ДНС №2 Верхнеказымского нефтяного месторождения (ОАО «Сургутнефтегаз»)» (далее - система) предназначена для автоматизированных измерений массы и параметров сырой нефти с выхода дожимной насосной станции №2 Верхнеказымского месторождения.

Общие сведения

Дата публикации - 08.05.2018
Срок свидетельства -
Номер записи - 154287
ID в реестре СИ - 376687
Тип производства - единичное
Описание типа

Поверка

Интервал между поверками по ОТ - 1 год
Наличие периодической поверки - Да
Методика поверки

Модификации СИ

Производитель

Изготовитель - АО "ГМС Нефтемаш"
Страна - РОССИЯ
Населенный пункт - г.Тюмень
Уведомление о начале осуществления предпринимательской деятельности - Да

RT_37 Анализ рынка поверки Самаре

Самара - крупный город в Среднем Поволжье России, является центром Поволжского экономического района и Самарской области, образует муниципальное образование городской округ Самара.

Население - 1 170 910 чел. (2016), девятый по численности населения город в России. В пределах агломерации проживает более 2,7 млн человек (третья по величине в России).

Расположен на левом возвышенном берегу Волги напротив Самарской Луки, при впадении в нее реки Самара (отсюда и название города).

Крупный экономический, транспортный, научный, образовательный и культурный центр. Основные отрасли промышленности: машиностроение, нефтепереработка и пищевая промышленность.

Самара была основана в 1586 году как сторожевая крепость. С 1935 по 1991 год город назывался Куйбышев, в честь советского партийного и государственного деятеля Валериана Владимировича Куйбышева. В Самаре находится самая длинная набережная реки в России и самое высокое здание железнодорожного вокзала в Европе. Кроме того, площадь Куйбышева является самой большой площадью в Европе.

Отчет "Анализ рынка поверки в Самаре" предоставляет исчерпывающую информацию по деятельности организаций, аккредитованных в Национальной системе аккредитации на право поверки средств измерений в городе Нижний Новгород.

При проведении исследований были введены следующие ограничения:

в отчете присутствуют организации с первичными или периодическими поверками от 100 шт. с 2017 года и действующими аттестатами аккредитации на текущий год;
на первом и втором этапах фильтром отсекаются типы СИ с менее чем 10 поверками в год на организацию;
на первом и втором этапах фильтром отсекаются типы СИ с менее чем 10 поверками в год на организацию;
место регистрации или осуществления деятельности организаций должно совпадать с выбранным городом;
топ типов СИ ограничен 500 позициями по каждой организации (сортировка по убыванию количества поверок);
топ типов СИ ограничен 100 позициями по каждой организации при поиске по видам измерений (сортировка по убыванию количества поверок).

Содержание отчета:

Список организаций-поверителей, осуществляющих поверку в городе Москва по данным ФСА и ФГИС АРШИН.
Объемы первичных и периодических поверок за период с 2017г. по н.в.
Информация о местах осуществления деятельности организаций-поверителей.
Доля рынка поверок в % среди всех организаций, исследуемого города (предоставление информации в графическом и табличном видах).
Детальный анализ по каждой из организации, работающей в выбранном городе.
Анализ деятельности в разрезе первичных, периодических поверок и видов измерений.
Количество поверок по типам СИ в динамике по годам.
Индикация импортных аналогов средств поверки (в соответствии с ПЕРЕЧЕНЕМ СИ ОТЕЧЕСТВЕННОГО ПРОИЗВОДСТВА, АНАЛОГИЧНЫХ СРЕДСТВАМ ИЗМЕРЕНИЙ ИМПОРТНОГО ПРОИЗВОДСТВА от 09.2022г)
Индикация типов СИ по ПП РФ №250 от 20.04.2010 г.
Быстрый анализ контрагентов организаций-поверителей.
Анализ цен на поверку СИ по Фед. округу.

Стоимость 3 000 руб.

Статистика

Кол-во поверок - 1
Выдано извещений - 0
Кол-во периодических поверок - 0
Кол-во средств измерений - 1
Кол-во владельцев - 1
Усредненный год выпуска СИ - 0
МПИ по поверкам - 366 дн.

Приказы РСТ, где упоминается данный тип СИ

№147 от 2016.02.16 Об утверждении типов средств измерений

Наличие аналогов СИ: Система измерений количества и параметров нефти сырой с выхода ДНС №2 Верхнеказымского нефтяного месторождения (ОАО "Сургутнефтегаз") (Нет данных)

ИМПОРТНОЕ СИ № в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель	ОТЕЧЕСТВЕННЫЙ АНАЛОГ № в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель

Все средства измерений АО "ГМС Нефтемаш"

№ в реестре cрок св-ва	Наименование СИ, обозначение, изголовитель	ОТ, МП	МПИ
52747-13 29.12.2022	Установки измерительные, Мера-ММ АО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень)	ОТ МП	3 года
56231-14 07.12.2023	Установки измерительные, Мера-МР АО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень)	ОТ МП	4 года
62125-15	Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на площадке Газотурбинной электростанции 42 МВт Тямкинского месторождения ООО "РН-Уватнефтегаз", Нет данных АО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень)	ОТ МП	2 года
62578-15	Система измерений количества и параметров нефти сырой приемо-сдаточного пункта сырой нефти ОАО "Варьеганнефть", Нет данных АО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень)	ОТ МП	1 год
62584-15	Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа I ступени сепарации нефти ОАО "Варьеганнефть", Нет данных АО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень)	ОТ МП	3 года
63105-16	Система измерений количества и параметров нефти сырой с выхода ДНС №2 Верхнеказымского нефтяного месторождения (ОАО "Сургутнефтегаз"), Нет данных АО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень)	ОТ МП	1 год
63591-16 30.03.2021	Расходомеры многофазные, NetOil&Gas АО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень)	ОТ МП	4 года
65009-16 09.09.2021	Установки измерительные, МЕРА-МИГ АО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень)	ОТ МП	4 года
65026-16 09.09.2026	Установки измерительные, МЕРА-ММ.101 АО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень)	ОТ МП	4 года.
72944-18 30.10.2024	Установки измерительные, МЕРА-ММ.102 АО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень)	ОТ МП	4 года
73208-18 22.11.2024	Установки измерительные, МЕРА-ММ.103 АО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень)	ОТ МП	4 года
74635-19	Система измерений количества и параметров газа на газопроводе УПН ДНС-1 Тагринского месторождения - КС-3 "Варьеганская", Нет данных АО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень)	ОТ МП	2 года
76362-19 18.10.2024	Установки измерительные, МЕРА-ММ.(SPD) АО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень)	ОТ МП	4 года
76878-19	Система измерений количества и параметров попутного нефтяного газа газопровода "Западно-Усть-Балыкское месторождение - Южно-Балыкский ГПЗ - филиал АО "СибурТюменьГаз", Нет данных АО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень)	ОТ МП	3 года
77418-20	Система измерений количества и показателей качества нефти Сузунского месторождения АО "Сузун" на т.11 (заводской № 5609), АО "ГМС Нефтемаш" (РОССИЯ г.Тюмень)	ОТ МП	1 год

V_12 Кто больше поверяет подведы Росстандарта или сторонние организации

Отчет "Подведы РСТ VS сторонние организации" показывает в динамике по годам пропорцию в распределении поверок между подведомственными Росстандарту организациями (ФГУП, ФГБУ, ФБУ ..) и иными организациями.

Предварительная сортировка организаций, подведомствнных РСТ осуществлялась в ручном режиме по ключемым словам, справочникам ФГИС АРШИН и информации, размещенной на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии.

Заявленное количество организаций-поверителей - более 3800 шт., но при этом из реальное значение не превышает и 2 тысяч. Существование дубликатов организаций вызвано разницей в написании наименований и преобразовании форм собственности организаций за все время ведения федерального фонда.

Отчет строится по данным о поверках, переданных в ФГИС АРШИН за период начиная с 2010 года и состоит из таблицы с функцией поиска и сортировки по любой из колонок и круговой диаграммы, визуализирующей данные, представленные в таблице.

Стоимость 200 руб. или по подписке

Кто поверяет Система измерений количества и параметров нефти сырой с выхода ДНС №2 Верхнеказымского нефтяного месторождения (ОАО "Сургутнефтегаз") (Нет данных)

Наименование организации	Cтатус	Поверенные модификации	Кол-во поверок	Поверок в 2024 году	Первичных поверок	Периодических поверок	Извещений	Для юриков	Для юриков первичные	Для юриков периодические
ФГУП "ВНИИР" (74)		-	1		0	0	0	0	0	0

Стоимость поверки Система измерений количества и параметров нефти сырой с выхода ДНС №2 Верхнеказымского нефтяного месторождения (ОАО "Сургутнефтегаз") (Нет данных)

Организация, регион	Стоимость, руб	Средняя стоимость

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) системы (комплекс измерительно-вычислительный МикроТэк-09, автоматизированное рабочее место оператора системы измерений количества и показателей качества нефти «Визард СИКН») обеспечивает реализацию функций системы. ПО системы разделено на метрологически значимую и метрологически незначимую части. Первая хранит все процедуры, функции и подпрограммы, осуществляющие регистрацию, обработку, хранение, отображение и передачу результатов измерений параметров технологического процесса, а также защиту и идентификацию ПО системы. Вторая хранит все библиотеки, процедуры и подпрограммы взаимодействия с операционной системой и периферийными устройствами (не связанные с измерениями параметров технологического процесса). Наименования ПО и идентификационные данные указаны в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационные данные (признаки)	Комплекс измерительно-вычислительный МикроТЭК-09	Программное обеспечение АРМ оператора системы измерений количества и показателей качества нефти «Визард СИКН»
Идентификационное наименование ПО	МикроТЭК-09	ПО «Визард СИКН»

Продолжение таблицы 1

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационные данные (признаки)	Комплекс измерительно-вычислительный МикроТЭК-09	Программное обеспечение АРМ оператора системы измерений количества и показателей качества нефти «Визард СИКН»
Номер версии (идентификационный номер) ПО	1.757	v.l/l/1/ХХХХ v.2/1/2/ХХХХ v.2/1/3/ХХХХ v.2/1/4/ХХХХ
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)	02DC49B1E0F75 07771FC067108 C30364	Поверка преобразователя расхода (далее - ПР) по поверочной установке (далее - ТПУ)	CAA0CAF77C2F95839 BCC10725412F8B6
		Контроль метрологических характеристик (далее - КМХ) ПР по ТПУ	18EE0732CC8638CDD5 BD624BC4331025
		КМХ рабочего ПР по контрольному ПР	4A76D349E3349AA8 A3728631B17207D4
		КМХ преобразователя плотности (далее - Ш1) по преобразователю плотности	BC84C17194F87A9CC5 5EF26C6493A0A0
		КМХ Ш1 по ареометру	F63567930709D8FF134 3E4D90E64926D
		Процедура хэширования	82F2D3B3A221DA4A4 B698D1179FC5C28

Защита ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем разделения, идентификации, защиты от несанкционированного доступа.

Идентификация ПО системы осуществляется путем отображения на мониторе операторской станций управления структуры идентификационных данных. Часть этой структуры, относящаяся к идентификации метрологически значимой части ПО системы, представляет собой хэш-сумму (контрольную сумму) по значимым частям.

ПО системы защищено от несанкционированного доступа, изменения алгоритмов и установленных параметров, путем ввода логина и пароля, ведения журнала событий, доступного только для чтения. Доступ к метрологически значимой части ПО системы для пользователя закрыт. При изменении установленных параметров (исходных данных) в ПО системы обеспечивается подтверждение изменений, проверка изменений на соответствие требованиям реализованных алгоритмов, при этом сообщения о событиях (изменениях) записывается в журнал событий, доступный только для чтения. Данные, содержащие результаты измерений, защищены от любых искажений путем кодирования. Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения»

Знак утверждения типа

наносится справа в нижней части титульного листа руководства по эксплуатации системы типографским способом.

Сведения о методиках измерений

Сведения о методиках (методах) измерений

Методика измерений приведена в документе «ГСИ. Масса нефти сырой. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой «Обустройство Верхнеказымского нефтяного месторождения (ОАО «Сургутнефтегаз»)» (свидетельство об аттестации методики измерений 01/00257-2013/15809-14 от 25.08.2014, номер в федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2015.21692).

Нормативные и технические документы

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой с выхода ДНС №2 Верхнеказымского нефтяного месторождения (ОАО «Сургутнефтегаз»)

1 ГОСТ 8.510-2002 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений объема и массы жидкости».
2 ОИ 205.00.00.00.000 РЭ «СИКНС «Обустройство Верхнеказымского нефтяного месторождения» (ОАО «Сургутнефтегаз») Руководство по эксплуатации».

Поверка

Поверка преобразователя расхода (далее - ПР) по поверочной установке (далее - ТПУ)

CAA0CAF77C2F95839

BCC10725412F8B6

Контроль метрологических характеристик (далее - КМХ) ПР по ТПУ

18EE0732CC8638CDD5

BD624BC4331025

КМХ рабочего ПР по контрольному ПР

4A76D349E3349AA8

A3728631B17207D4

КМХ преобразователя плотности (далее - Ш1) по преобразователю плотности

BC84C17194F87A9CC5

5EF26C6493A0A0

КМХ Ш1 по ареометру

F63567930709D8FF134

3E4D90E64926D

Процедура хэширования

82F2D3B3A221DA4A4

B698D1179FC5C28

Метрологические и технические характеристики

Основные метрологические и технические характеристики системы представлены в табл. 2, 3.

Таблица 2 - Основные метрологические характеристики системы

Наименование характеристики

Значение

характеристики

Пределы допускаемой относительной погрешности системы при измерении массы сырой нефти, %

±0,25

Пределы допускаемой относительной погрешности СИ при измерении массы нетто сырой нефти, %

- при измерении массы нетто сырой нефти при определении массовой доли воды по результатам измерений объемной доли воды с применением влагомера сырой нефти ВСН-АТ, %
- при содержании объемной доли воды от 0,1 % до 5% (массовая доля воды не более 6,084%)
- при содержании объемной доли воды от 5 % до 10 % (массовая доля воды не более 12,169 %)
- при содержании объемной доли воды от 10 % до 16,436 % (массовая доля воды не более 20%)
- при измерении массы нетто сырой нефти при определении массовой доли воды в испытательной лаборатории, %:
- при содержании объемной доли воды от 0,1 % до 5% (массовая доля воды не более 6,084%)
- при содержании объемной доли воды от 5 % до 10 % (массовая доля воды не более 12,169 %)
- при содержании объемной доли воды от 10 % до 16,436 % (массовая доля воды не более 20%)

±0,4

±0,45

±0,6

±1,0

Таблица 3 - Основные технические характеристики системы

Наименование характеристики	Значение характеристики
Измеряемая среда	нефть сырая
Количество измерительных линий, шт.	4 (3 рабочие, 1 контрольно-резервная)
Диапазон измерений расхода, т/ч	от 13,6 до 272
Диапазон плотности при температуре 20°С и абсолютном давлении 101,325 кПа, кг/м³	от 830 до 900
Плотность пластовой воды, кг/м³, не более	1010
Диапазон кинематической вязкости, сСт	от 5 до 50
Диапазон давления, МПа	от 0,5 до 6,3
Диапазон температуры, °С	от плюс 0 до плюс 45
Массовая доля воды, %, не более	20,0
Массовая доля механических примесей, %, не более	0,1
Массовая доля хлористых солей, %, не более	0,003
Содержание свободного газа	отсутствует
Режим работы СИКНС	непрерывный

Знак утверждения типа

Комплектность средства измерений

- система измерений количества и параметров нефти сырой с выхода ДНС №2 Верхнека-зымского нефтяного месторождения (ОАО «Сургутнефтегаз»), 1 шт., заводской № 4418;
- ОИ 205.00.00.00.000 РЭ «СИКНС «Обустройство Верхнеказымского нефтяного месторождения» (ОАО «Сургутнефтегаз») Руководство по эксплуатации»;
- МП 0327-9-2015 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой с выхода ДНС №2 Верхнеказымского нефтяного месторождения (ОАО «Сургутнефтегаз»). Методика поверки».

Поверка

осуществляется по документу МП 0327-9-2015 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой с выхода ДНС №2 Верхнеказымского нефтяного месторождения (ОАО «Сургутнефтегаз»). Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 20.09.2015.

Основные средства поверки:

- поверочные установки и эталоны с диапазоном измерений расхода, соответствующим поверяемому расходомеру. При определении их метрологических характеристик соотношение основных погрешностей по проверяемому параметру поверяемого расходомера не должно превышать 1:3.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы.

Изготовитель

Акционерное общество «ГМС Нефтемаш» (АО «ГМС Нефтемаш»)
ИНН 7204002810
Адрес: 625001, г Тюмень, ул. Военная, д. 44
Тел.: (3452) 43-01-03; Е-mail: girs@hms-neftemash.ru

Заявитель

Общество с ограниченной ответственностью «Научно-производственное предприятие ОЗНА-Инжиниринг» (ООО «НПП ОЗНА-Инжиниринг»)
ИНН 0278096217
Юридический адрес: 450071, г. Уфа, проспект С. Юлаева, 89
Почтовый адрес: 450071, г. Уфа, проспект С. Юлаева, 89
Тел.: (347) 292-79-10, факс: (347) 292-79-15; Е-mail: ozna-eng@ozna.ru

Испытательный центр

Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научноисследовательский институт расходометрии» (ФГУП «ВНИИР»)
Адрес: 420088 г. Казань, ул. 2-я Азинская, 7А
Тел.: (843) 272-70-62, факс: (843) 272-00-32
Е-mail: office@vniir.org

Принцип действия системы основан на использовании прямого метода динамических измерений массы сырой нефти с применением преобразователей массового расхода. Выходные электрические сигналы с преобразователей массового расхода поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу сырой нефти по реализованному в нем алгоритму. Масса балласта определяется в измерительно-вычислительном комплексе расчетным путем с использованием результатов измерений массовой доли механических примесей, массовой концентрации хлористых солей, массовой доли воды, определенной в аккредитованной испытательной лаборатории или по результатам измерений объемной доли воды с помощью влагомера нефти поточного в сырой нефти. Масса нетто сырой нефти определяется как разность массы сырой нефти и массы балласта.

Система представляет собой единичный экземпляр измерительной системы целевого назначения, спроектированной для конкретного объекта и состоящей из блока измерительных линий, блока измерений параметров нефти сырой, системы обработки информации и системы дренажа. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной и эксплуатационной документацией на систему и ее компоненты.

Система состоит из четырех (трех рабочих, одного контрольно-резервного) измерительных каналов массы сырой нефти, а также измерительных каналов температуры, давления, объёмной доли воды в сырой нефти, в которые входят следующие средства измерений:

- счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модели F300 (далее - РМ), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 45115-10;
- влагомер сырой нефти ВСН-АТ (далее - ВП), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 42678-09;
- преобразователи давления измерительные 3051, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 14061-10;
- датчики давления Метран-150, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 32854-13;
- термопреобразователи сопротивления платиновые серии 65, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 22257-11 с преобразователями измерительными 644, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 14683-09;
- счетчик нефти турбинный МИГ-32Ш, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 26776-08.

В систему обработки информации системы входят:

- комплекс измерительно-вычислительный МикроТэк-09, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 48147-11;

- автоматизированное рабочее место (далее - АРМ) оператора системы измерений количества и показателей качества нефти «Визард СИКН», свидетельство об аттестации программного обеспечения № АПО-209-13 от 26.05.2011.

В состав системы входят показывающие средства измерений:

- манометры показывающие для точных измерений МПТИ, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 26803-11;
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 303-91.

Система обеспечивает выполнение следующих основных функций:

- автоматическое измерение массы сырой нефти прямым методом динамических измерений в рабочем диапазоне расхода, температуры, давления и объемной доли воды в сырой нефти;
- автоматическое вычисление массы нетто сырой нефти как разности массы сырой нефти и массы балласта с использованием результатов определения массовой доли механических примесей, массовой доли хлористых солей в сырой нефти и массовой доли воды в аккредитованной испытательной лаборатории или по результатам измерений объемной доли воды с применением ВП;
- измерение давления и температуры сырой нефти автоматическое и с помощью показывающих средств измерений давления и температуры сырой нефти соответственно;
- измерение объемной доли воды в сырой нефти;
- измерение объемного расхода сырой нефти в блоке измерений параметров нефти сырой;
- измерение перепада давления на фильтрах;
- автоматический и ручной отбор проб согласно ГОСТ 2517-12 «ГСИ. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб»;
- автоматический контроль параметров измеряемого потока, их индикацию и сигнализацию нарушений установленных границ;
- защиту информации от несанкционированного доступа программными средствами.

- система измерений количества и параметров нефти сырой с выхода ДНС №2 Верхнека-зымского нефтяного месторождения (ОАО «Сургутнефтегаз»), 1 шт., заводской № 4418;
- ОИ 205.00.00.00.000 РЭ «СИКНС «Обустройство Верхнеказымского нефтяного месторождения» (ОАО «Сургутнефтегаз») Руководство по эксплуатации»;
- МП 0327-9-2015 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой с выхода ДНС №2 Верхнеказымского нефтяного месторождения (ОАО «Сургутнефтегаз»). Методика поверки».

Основные метрологические и технические характеристики системы представлены в табл. 2, 3.

Таблица 2 - Основные метрологические характеристики системы

Наименование характеристики

Значение

характеристики

Пределы допускаемой относительной погрешности системы при измерении массы сырой нефти, %

±0,25

Пределы допускаемой относительной погрешности СИ при измерении массы нетто сырой нефти, %

- при измерении массы нетто сырой нефти при определении массовой доли воды по результатам измерений объемной доли воды с применением влагомера сырой нефти ВСН-АТ, %
- при содержании объемной доли воды от 0,1 % до 5% (массовая доля воды не более 6,084%)
- при содержании объемной доли воды от 5 % до 10 % (массовая доля воды не более 12,169 %)
- при содержании объемной доли воды от 10 % до 16,436 % (массовая доля воды не более 20%)
- при измерении массы нетто сырой нефти при определении массовой доли воды в испытательной лаборатории, %:
- при содержании объемной доли воды от 0,1 % до 5% (массовая доля воды не более 6,084%)
- при содержании объемной доли воды от 5 % до 10 % (массовая доля воды не более 12,169 %)
- при содержании объемной доли воды от 10 % до 16,436 % (массовая доля воды не более 20%)

±0,4

±0,45

±0,6

±1,0

Таблица 3 - Основные технические характеристики системы

Наименование характеристики	Значение характеристики
Измеряемая среда	нефть сырая
Количество измерительных линий, шт.	4 (3 рабочие, 1 контрольно-резервная)
Диапазон измерений расхода, т/ч	от 13,6 до 272
Диапазон плотности при температуре 20°С и абсолютном давлении 101,325 кПа, кг/м³	от 830 до 900
Плотность пластовой воды, кг/м³, не более	1010
Диапазон кинематической вязкости, сСт	от 5 до 50
Диапазон давления, МПа	от 0,5 до 6,3
Диапазон температуры, °С	от плюс 0 до плюс 45
Массовая доля воды, %, не более	20,0
Массовая доля механических примесей, %, не более	0,1
Массовая доля хлористых солей, %, не более	0,003
Содержание свободного газа	отсутствует
Режим работы СИКНС	непрерывный

Техническая поддержка

Общие сведения

Поверка

Модификации СИ

Производитель

RT_37 Анализ рынка поверки Самаре

Статистика

Приказы РСТ, где упоминается данный тип СИ

Все средства измерений АО "ГМС Нефтемаш"

V_12 Кто больше поверяет подведы Росстандарта или сторонние организации

Кто поверяет Система измерений количества и параметров нефти сырой с выхода ДНС №2 Верхнеказымского нефтяного месторождения (ОАО "Сургутнефтегаз") (Нет данных)

Программное обеспечение

Знак утверждения типа

Сведения о методиках измерений

Нормативные и технические документы

Поверка

Изготовитель

Заявитель

Испытательный центр

Ссылки на другие типы СИ

Настройки внешнего вида

Цветовая схема

Ширина

Левая панель

Техническая поддержка

Добро пожаловать !

Found 17 results

Users

Erwin Brown

Jacob Deo

Общие сведения

Поверка

Модификации СИ

Производитель

RT_37 Анализ рынка поверки Самаре

Статистика

Приказы РСТ, где упоминается данный тип СИ

Все средства измерений АО "ГМС Нефтемаш"

V_12 Кто больше поверяет подведы Росстандарта или сторонние организации

Кто поверяет Система измерений количества и параметров нефти сырой с выхода ДНС №2 Верхнеказымского нефтяного месторождения (ОАО "Сургутнефтегаз") (Нет данных)

Программное обеспечение

Знак утверждения типа

Сведения о методиках измерений

Нормативные и технические документы

Поверка

Изготовитель

Заявитель

Испытательный центр

Ссылки на другие типы СИ

Настройки внешнего вида

Цветовая схема

Ширина

Левая панель