Меню Рубрики

Установка измерения сырой нефти

Установка для измерений количества сырой нефти и попутного нефтяного газа УИСН

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.

Скачать

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
Методика поверки / информация о поверке МП 2550-0179-2011
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 1 год
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

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:

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.

Диапазон расхода жидкости*, т/ч (т/сут)

Диапазон расхода газа при рабочих условиях*, м3/ч

источник

Установка измерительная нефти и нефтяного газа

Установка измерительная нефти и нефтяного газа (далее — установка) предназначена для автоматизированного измерения дебита нефтегазодобывающих скважин по массе сырой нефти, по массе сырой нефти без учета воды и по объему попутного нефтяного газа посредством сепарации нефтегазоводяной смеси с последующим измерением количества и параметров сепарированной скважинной жидкости и попутного нефтяного газа.

Скачать

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 67384-17
Наименование Установка измерительная нефти и нефтяного газа
Срок свидетельства (Или заводской номер) зав.№ 005
Производитель / Заявитель

ООО «ИМС Индастриз», г.Видное

Назначение

Установка измерительная нефти и нефтяного газа (далее — установка) предназначена для автоматизированного измерения дебита нефтегазодобывающих скважин по массе сырой нефти, по массе сырой нефти без учета воды и по объему попутного нефтяного газа посредством сепарации нефтегазоводяной смеси с последующим измерением количества и параметров сепарированной скважинной жидкости и попутного нефтяного газа.

Описание

Принцип действия установки заключается в разделении нефтегазоводяной смеси на жидкую (сырая нефть) и газовую (попутный нефтяной газ) фазы с помощью сепаратора и последующем измерении массы сырой нефти и объема попутного нефтяного газа.

Массовый расход, масса и плотность сырой нефти измеряются прямым методом динамических измерений с применением счетчиков-расходомеров массовых (далее — СРМ).

Объемный расход и объем попутного нефтяного газа в рабочих условиях (при давлении и температуре сепарации) измеряются прямым методом динамических измерений с применением средств измерений объемного расхода или косвенным методом измерений с применением СРМ и результатов измерений плотности попутного нефтяного газа. Приведение измеренного объема и плотности попутного нефтяного газа к стандартным условиям осуществляется по алгоритму, реализованному в системе сбора и обработки информации (СОИ) установки.

Содержание объемной доли воды в сырой нефти определяется одним из трех способов:

— прямым методом динамических измерений с применением поточного преобразователя содержания объемной доли воды (при его наличии);

— косвенным методом динамических измерений по результатам измерений СРМ плотности сырой нефти, а также по результатам периодических определений в испытательной лаборатории плотности обезвоженной дегазированной нефти и плотности пластовой воды, значения которых вводятся в СОИ как условно-постоянные величины, применяемые в течении установленного периода времени;

— в испытательной лаборатории по отобранной пробе, согласно установленной периодичности, определенное значение вводится в СОИ установки как условно-постоянная величина в течении установленного периода времени.

Массовый расход и масса сырой нефти без учета воды измеряются косвенным методом динамических измерений, по результатам которых определяются значения массового расхода, массы сырой нефти и содержания объемной доли воды в сырой нефти.

Избыточное давление измеряемой среды измеряется в автоматическом режиме прямым методом динамических измерений с применением средств измерений давления. Так же для измерений и индикации давления используются показывающие средства измерений давления.

Температура измеряемой среды измеряется в автоматическом режиме с применением средств измерений температуры. Так же для измерений и индикации температуры измеряемой среды используются показывающие средства измерений температуры.

СОИ установки реализована на основе системы управления модульной B&R X20. СОИ выполняет функции опроса первичных преобразователей, преобразования их сигналов из аналоговых в цифровые, расчета выходных величин, формирования отчетов.

Перечень применяемых в установке средств измерений и их регистрационные номера в Федеральном фонде по обеспечению единства измерений (ФИФ) приведен в таблице 1

Наименование средств измерений

Регистрационный номер в в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений

Средства измерений массы и массового расхода сырой нефти и попутного нефтяного газа:

Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion (мод.СМБ 300; F 200)

Средства измерений содержания объемной доли воды в сырой нефти*:

Влагомеры сырой нефти ВСН-2 (мод. ВСН-2-50-100)

Влагомеры поточные L и F (мод. F)

Влагомеры сырой нефти ВОЕСН

Измерители обводненности Red Eye® (мод. 2G)

Средства измерений и показывающие средства измерений избыточного давления:

Датчики избыточного давления Метран-150

Манометры показывающие МПА-Кс

Средства измерений и показывающие средства измерений температуры:

Термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом Метран-2700

Система сбора и обработки информации:

Системы управления модульные B&R X20

* Опционально, при установке влагомера.

Пломбирование установок не предусмотрено.

Программное обеспечение

Комплекс программного обеспечения (далее — ПО) реализован в компонентах СОИ и обеспечивает обработку входных сигналов, а также расчет и хранение параметров дебита скважин в энергонезависимой памяти.

Таблица 2 — Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

Уровень защиты ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с Р 50.2.077-2014 «высокий».

Технические характеристики

Основные метрологические и технические характеристики установки и параметры измеряемой среды приведены в таблице 3 и таблице 4.

Таблица 3 — Основные метрологические характеристики установки и параметры измеряемой среды_

Верхний предел измерений дебита скважины по жидкости, т/сут

Максимальное количество попутного нефтяного газа приведенного к стандартным условиям на тонну нефти (газовый фактор), м3/т

Пределы допускаемой относительной погрешности установки, %, при из

массы сырой нефти без учета воды:

— при содержании объемной доли воды до 70 % включ.

— при содержании объемной доли воды от св. 70 до 95 % включ.

— при содержании объемной доли воды св. 95 %

объема попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям

±6,0 ±15,0 устанавливается в методике измерений ±5,0

Параметры измеряемой среды:

Объемная доля воды в сырой нефти, %, не более

Диапазон рабочего избыточного давления, МПа

Диапазон температуры рабочей среды, оС

Диапазон кинематическойвязкости нефти при +20 °С, сСт

Диапазон плотности сырой нефти, кг/м3

Диапазон плотности нефти обезвоженной, дегазированной, кг/м3

Плотность пластовой воды, кг/м3, не более

* Погрешности нормированы для нормальных условий испытаний на эталонах, аттестованных в установленном порядке

Таблица 4 — Основные технические характеристики

Максимальное количество подключаемых скважин

-температура в помещениях измерительной установки С, не ниже

Параметры электрического питания:

— напряжение переменного тока, В

— частота переменного тока, Гц

Потребляемая мощность, кВ А, не более

Знак утверждения типа

наносится типографским или иным способом на титульных листах руководства по эксплуатации и паспорт.

Комплектность

Таблица 5 — Комплектность поставки*

Установка, заводской номер 005

Комплект запасных частей, инструментов и принадлежностей

Руководство по эксплуатации

*Комплект поставки установки может дополняться по условиям контракта.

Поверка

осуществляется по документу МП 0561-9-2016 «Инструкция. ГСИ. Установки измерительные нефти и нефтяного газа. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 03 ноября 2016 г. Основные средства поверки:

Рабочие эталоны 1-го и 2-го разряда по ГОСТ 8.637-2013 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков».

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

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в документе «ГСИ. Рекомендация. Количество нефти и нефтяного газа, извлекаемых из недр. Методика измерений с применением Установки измерительной нефти и нефтяного газа» (Свидетельство об аттестации 01.00257-2013/15109-16 от 12 декабря 2016 г. выдано ФГУП «ВНИИР»)

Нормативные документы

ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования

ГОСТ 8.637-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков

источник

Установка измерения сырой нефти

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Государственная система обеспечения единства измерений

ИЗМЕРЕНИЯ КОЛИЧЕСТВА ИЗВЛЕКАЕМЫХ ИЗ НЕДР
НЕФТИ И НЕФТЯНОГО ГАЗА

Общие метрологические и технические требования

State system for ensuring the uniformity of measurements.
The measuring of quantity of taken from bowels oil and oil gas.
General metrological and technical requirements*

______________
* Наименование стандарта. Измененная редакция, Изм. N 1.

Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. N 184-ФЗ «О техническом регулировании», а правила применения национальных стандартов Российской Федерации — ГОСТ Р 1.0-2004 «Стандартизация в Российской Федерации. Основные положения»

1 РАЗРАБОТАН Открытым акционерным обществом «Тюменский нефтяной научно-технологический центр» (ОАО «ТНЦ») и Государственным предприятием Ханты-Мансийского автономного округа ЮГРА «Научно-аналитический центр рационального недропользования им. В.И.Шпильмана» (ГП «НАЦРН им. В.И.Шпильмана»)

(Измененная редакция, Изм. N 1).

2 ВНЕСЕН Управлением метрологии Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии

4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодно издаваемом информационном указателе «Национальные стандарты», а текст изменений и поправок — в ежемесячно издаваемых информационных указателях «Национальные стандарты». В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ежемесячно издаваемом информационном указателе «Национальные стандарты». Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования — на официальном сайте национального органа Российской Федерации по стандартизации в сети Интернет

ВНЕСЕНЫ: Изменение N 1, утвержденное и введенное в действие Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 26.08.2008 N 188-ст с 01.01.2009, Изменение N 2, утвержденное Приказом Ростехрегулирования от 13.10.2009 N 447-ст с датой введения в действие с 01.05.2010

Изменения N 1, 2 внесены изготовителем базы данных по тексту ИУС N 11, 2008 год, ИУС N 1, 2010 год

ВНЕСЕНА поправка, опубликованная в ИУС N 9, 2010 год

Поправка внесена изготовителем базы данных

1 Область применения

Настоящий стандарт устанавливает общие метрологические и технические требования к измерениям количества (массы, объема) и других параметров извлекаемых из недр сырой нефти и свободного нефтяного газа на этапах добычи, сбора, транспортировки сырой нефти и свободного нефтяного газа и подготовки товарной продукции на территории Российской Федерации.

Стандарт применяют в качестве основы для разработки методик выполнения измерений, а также нормативных и других документов, результаты использования которых являются основанием для расчета количества сырой нефти, сырой нефти обезвоженной, нетто сырой нефти и свободного нефтяного газа, извлеченных из недр, расчета фактических потерь и проведения раздельного учета по скважинам, месторождениям и лицензионным участкам.

Результаты измерений массы нефти по ГОСТ Р 8.595 являются основанием для корректировки результатов измерений с применением СИКНС, ИУ и СИ по лицензионным участкам, отдельным скважинам или группам скважин.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

2 Нормативные ссылки

3 Термины и определения

В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 масса балласта: Общая масса воды, хлористых солей и механических примесей, содержащихся в сырой нефти.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

3.2 дебит скважины: Количество продукции нефтяной скважины, полученное в течение суток.

3.3 измерительная установка: Совокупность функционально объединенных измерительных приборов, измерительных преобразователей и других устройств, предназначенных для измерений одной или нескольких величин и размещенных в одной пространственно обособленной зоне.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

3.4 лицензионный участок: Геометризированный участок недр, на котором юридическому лицу предоставлено исключительное право на проведение лицензионных работ и пространственные границы которого определены в порядке, установленном Федеральным законом «О лицензировании отдельных видов деятельности» (от 08 августа 2001 г. N 128-ФЗ).

3.6 масса нетто сырой нефти : Разность массы сырой нефти и массы балласта.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

3.7 нефтяной газ (попутный): Смесь углеводородных и неуглеводородных газов и паров, находящихся как в свободном, так и в растворенном состоянии, выделяющихся из сырой нефти в процессе ее добычи.

3.8 растворенный газ: Легкие углеводороды, в стандартных условиях находящиеся в газообразном состоянии и выделяемые из сырой нефти при технологических операциях подготовки сырой нефти.

3.9 стандартные условия: Условия, соответствующие температуре, равной 20 °С, и избыточному давлению, равному нулю.

(Измененная редакция, Изм. N 2).

3.10 система измерений количества и параметров нефти сырой; СИКНС: Совокупность функционально объединенных средств измерений, систем обработки информации и технологического оборудования, предназначенная для:

— измерений массы сырой нефти методом прямых или косвенных измерений;

— определения массы нетто сырой нефти;

— измерений параметров сырой нефти;

— отображения (индикации) и регистрации результатов измерений.

3.11 нефть сырая необработанная (далее — сырая нефть ): Жидкое минеральное сырье, состоящее из смеси углеводородов широкого физико-химического состава, которое содержит растворенный газ, воду, минеральные соли, механические примеси и другие химические соединения.

3.10, 3.11(Измененная редакция, Изм. N 1).

3.12 система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа; СИКГ: Совокупность функционально объединенных средств измерений, систем обработки информации и технологического оборудования, предназначенная для:

— измерений объема свободного нефтяного газа;

— измерений параметров свободного нефтяного газа;

— вычисления объема свободного нефтяного газа, приведенного к нормальным условиям;

— отображения (индикации) и регистрации результатов измерений.

3.14 периодический режим измерений: Режим измерений, характеризующийся поочередным выполнением для каждой скважины единичных измерений, периодичность, количество или длительность которых регламентируются в МВИ.

3.15 свободный нефтяной газ : Смесь углеводородных газов, выделившихся из сырой нефти в процессе ее добычи, транспортировки, подготовки и находящихся в свободном состоянии.

3.12-3.15 (Введены дополнительно, Изм. N 1).

3.16 параметры свободного нефтяного газа: Физические величины: температура, плотность и давление.

3.17 параметры сырой нефти: Физические величины: температура, плотность, давление, масса балласта, объем растворенного нефтяного газа

3.16, 3.17 (Введены дополнительно, Изм. N 2).

4 Сокращения

В настоящем стандарте использованы следующие сокращения:

ИУ — измерительная установка;

МВИ — методика выполнения измерений;

СИ — средство измерений;

СИКГ — система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа;

СИКНС — система измерений количества и параметров нефти сырой.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

5 Общие положения

5.1 Для измерений количества сырой нефти и нефтяного газа применяют СИ, имеющие сертификат об утверждении типа и внесенные в Государственный реестр средств измерений в соответствии с правилами по метрологии [1].

СИ подлежат государственному метрологическому контролю, осуществляемому в виде периодических поверок в соответствии с правилами по метрологии [2], проводимых органами Государственной метрологической службы или метрологическими службами юридических лиц, аккредитованными на право поверки СИ.

СИ, применяемые на объектах, поднадзорных Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору, должны иметь разрешение на применение, выданное этой службой.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

5.2 Измерения количества извлекаемой из недр сырой нефти и нефтяного газа выполняют по отдельным скважинам и лицензионным участкам по МВИ, аттестованным и утвержденным в порядке, установленном ГОСТ Р 8.563.

Разработку и аттестацию МВИ с применением ИУ обеспечивает завод-изготовитель в установленном порядке.

Измерения по отдельным скважинам могут выполняться индивидуальными или групповыми ИУ.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

5.3 Результаты измерений количества сырой нефти выражают в единицах массы, а нефтяного газа — в единицах объема, приведенного к стандартным условиям.

(Измененная редакция, Изм. N 2).

5.4 Результаты измерений массы сырой нефти и объема свободного нефтяного газа, выполненных методами прямых и косвенных измерений в соответствии с аттестованными в установленном порядке МВИ, являются основанием для прямого учета на конкретном участке недр.

(Введен дополнительно, Изм. N 1).

6 Требования к измерениям количества сырой нефти и нефтяного газа по отдельной скважине

6.1 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений:

б) массы сырой нефти без учета воды при содержании воды в сырой нефти (в объемных долях):

до 70% — ±6%;

от 70% до 95% — ±15%;

свыше 95% — предел допускаемой относительной погрешности устанавливают в МВИ, утвержденных и аттестованных в установленном порядке;

в) объема свободного нефтяного газа: ±5%.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

6.3 Вычислительные устройства ИУ должны обеспечивать регистрацию и хранение информации о результатах измерений количества и параметров сырой нефти по каждой скважине за период не менее одного месяца.

6.4 ИУ должна обеспечивать регистрацию отработанного скважинами времени.

Допускается регистрация отработанного скважинами времени в контроллерах ИУ или пунктах сбора информации систем телемеханики (СКАДА-систем).

6.5 Вычислительные устройства ИУ должны обеспечивать передачу на верхний уровень информационных систем (пунктов сбора информации систем телемеханики или центральных серверов корпоративных баз данных) архивной информации и информации о текущих результатах измерений.

6.6 Измерения количества сырой нефти и свободного нефтяного газа должны осуществляться в непрерывном или периодическом режимах.

(Введен дополнительно, Изм. N 1).

7 Требования к измерениям количества сырой нефти по лицензионному участку

7.1 Измерения количества сырой нефти выполняют с применением СИКНС статическими методами измерений.

Допускается количество добытой нефти по лицензионному участку определять как сумму результатов измерений, полученных с помощью СИ, ИУ, СИКНС по МВИ, утвержденной в установленном порядке.

7.2 С помощью СИКНС выполняют измерения массы сырой нефти с последующим определением массы нетто сырой нефти.

7.1, 7.2 (Измененная редакция, Изм. N 1).

7.3 Измерения количества сырой нефти при пробной, опытно-промышленной и промышленной разработках залежей допускается выполнять с помощью автоматизированных ИУ, в том числе мобильных.

При промышленной разработке залежей измерения количества сырой нефти допускается выполнять мобильными ИУ на одиночных (некустовых) скважинах.

(Измененная редакция, Изм. N 2).

7.4 При транспортировании сырой нефти с лицензионного участка на различные объекты измерения количества сырой нефти выполняют для каждого объекта.

7.5 СИКНС должны соответствовать следующим техническим требованиям:

7.5.1 Состав СИКНС, технические и метрологические характеристики СИ и оборудования, входящих в состав СИКНС, должны соответствовать проекту, разработанному по техническому заданию на проектирование СИКНС, прошедшему метрологическую экспертизу и экспертизу промышленной безопасности, и требованиям настоящего стандарта.

Формы технических заданий на проектирование СИКНС и разработку соответствующей МВИ приведены в приложениях А и Б.

7.5.2 Обработку результатов измерений следует осуществлять с применением системы обработки информации.

7.5.3 В составе СИКНС применяют СИ, имеющие сертификат об утверждении типа и внесенные в Государственный реестр средств измерений.

7.5.4 Значения пределов допускаемой относительной погрешности измерений количества сырой нефти с помощью СИКНС определяют на стадии разработки технических заданий на проектирование СИКНС и разработку МВИ и проекта на основе технико-экономического анализа в зависимости от условий измерений, выбранного метода измерений и метрологических характеристик СИ.

7.5.5 Пределы допускаемой относительной погрешности МВИ массы нетто сырой нефти с применением СИКНС в зависимости от содержания воды в сырой нефти приведены в таблице 1.

Содержание воды в сырой нефти, объемная доля

Пределы допускаемой относительной погрешности МВИ массы нетто сырой нефти с применением СИКНС

источник

Читайте также:  Установка steamcmd на centos