Инструкция уосг-100

Уважаемые друзья нашего сайта, эта страница посвящена — Инструкция уосг-100. Читайте также статьи по теме:

Содержание


Приборы УОСГ-100 СКП и УОСГ-1РГ

Изделие зарегистрировано в Госреестре под номером 16776-97

Назначение и область применения

Прибор УОСГ-100 СКП предназначен для измерения ( по аттестованной методике) объемного содержания свободного газа в нефти.

Прибор УОСГ-Ш СКП может использоваться при введении поправок в показания турбинных счетчиков и оценки качества сепарации нефти.

Описание

Принцип действия прибора основан на том, что при изотерми

ческом сжатии пробы газожидкостной смеси, после перехода ее из двухфазного в однофазное состояние, характер зависимости давления от изменения объема пробы становится линейным. Определение содержания свободного газа в пробе производится по полученным значениям давления и изменения объема расчетным путем.

Конструктивно прибор состоит из пробоотборного блока и прессового узла.

Пробоотборный блок включает в себя пробоотборпую камеру, клапанный и манометрический узлы.

Прессовый узел имеет плунжер, линейную шкалу, визир, лимб, корпус.

Для подключения к трубопроводу прибор имеет входной и выходной штуцеры.

Прибор УОСГ-100 СКП устанавливается на трубопроводе и обеспечивает выполнение операций по отбору пробы газожидкостной смеси

с сохранением условий по давлению и температуре, изотермическому

сжатию ее и опредшению при этом изменения объема пробы и давления в ней.

Основные технические характеристики

1. Диапазон измерения содержания (относительного количества) свободного газа, объемная доля, % 0,1. 10 (при давлении и температуре в трубопроводе)

2. Пределы основной абсолютной погрешности прибора в диапазонах, объемная доля, %

отО,1до1 +0,05

от I до 2 +0,10

от 2 до 10 +0Д5

3. Диапазон измерения давления в пробоотборной камере, МПа; О. IО

4.Вместимость пробоотборной камеры, I О-б м з 285. 290

5. Диапазон измерения изменения вместимости пробоотборной камеры при сжатии пробы, 10- м з 0. 33

6. Пределы абсолютной погрешности при

измерении давления, МПа + о, I

7. Пределы абсолютной погрешности при измерении изменения вместимости пробоотборной камеры, Ю м ± 0,2

10. Температура окружающей среды,°С от минус 45 до плюс 40

11. Масса, кг, не более 4

12. Габаритные размеры, мм, не более

длина 530

13. Рабочая среда нефть и нефтепродукты

14. Средний срок службы, лет, не менее 6

Знак утверждения тапа наносится на маркировочную металлическую пластину фотохимическим способом, а также на титульный лист эксплуатационной документации типографским способом.

Комплектность

Прибор поставляется в комплекте.

1. Прибор УОСГ-100 СКВ

2. Комплект запасных частей

3. Паспорт

4. Рекомендация ГСИ. Сод )жание свободного газа. Методика выполнения измерений.

5. Инструкция ГСИ. Прибор УОСГ-100 СКП. Методика поверки.

Поверка

Поверка производится в соответствии с Инструкцией ГСИ. Прибор УОСГ100СКП. Методика повфки.

При проведении поверки должно применяться следующее основное оборудование:

1. Манометр образцовый МО класс точности 0,15 с верхним пределом измерения 10 МПа, модель 1226, ТУ 25-05-1664-78.

2. Бюретка стеклянная вместимостью 50 мл, исполнения 2-го класса точности с ценой деления 0,2 мл, ГОСТ 29251.

Межповерочный интервал — I год.

Нормативные документы

Технические условия ТУ 3663-002-12754454-97.

Заключение

Прибор УОСГ’ЮО СКП соответствует техническим условиям ТУ 3663-002-12754454-97.

cheat on my wife dating for married people unfaithful wife

Цели, основные принципы и основной порядок проведения работ по межгосударственной стандартизации установлены ГОСТ 1.0-92 «Межгосударственная система стандартизации. Основные положения» и ГОСТ 1.2-2009 «Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосударственные, правила и рекомендации по межгосударственной стандартизации. Порядок разработки, принятия, применения, обновления и отмены»

Сведения о рекомендациях

1 РАЗРАБОТАНЫ Федеральным государственным унитарным предприятием «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии» (ФГУП «ВНИИР»)

3 ПРИНЯТЫ Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол от 25 ноября 2010 г. № 38)

За принятие проголосовали:

МИ 2972-2006 ГСИ. Масса нефти. Методика выполнения измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 1005 ЗАО Шугуровский НПЗ

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НАУЧНЫЙ МЕТРОЛОГИЧЕСКИЙ ЦЕНТР

Федеральное государственное унитарное предприятие

ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ РАСХОДОМЕТРИИ (ФГУП ВНИИР)

4. Требования безопасности и охраны окружающей среды

РАЗРАБОТАНА

Государственным научным метрологическим центром Федеральным государственным унитарным предприятием Всероссийским научно-исследовательским институтом расходометрии (ФГУП ВНИИР)

Техническое задание на техническое обслуживание системы измерения количества и показателей качества нефти сикн №620 псп «Клин» Основание для технического обслуживания сикн №620

Приложение №3

ТЕХНИЧЕСКОЕ ЗАДАНИЕ

на техническое обслуживание системы измерения количества и показателей качества нефти СИКН № 620 ПСП «Клин»

1. Основание для технического обслуживания СИКН №620

1.1. Требования МИ 2837 2003 «ГСИ. Приемосдаточные пункты. Метрологическое и техническое обеспечение».

1.2. Требования МИ 2825 2005 «ГСИ. Системы измерений количества и качества нефти. Метрологические и технические требования к проектированию».

1.3. Требования «Рекомендаций по определению массы нефти при учетных операциях с применением систем измерений количества и показателей качества нефти», г. Уфа, 2005 г.

1.4. Требования ОР-03.100.50-КТН-069-10 «Порядок подключения объектов нефтедобычи к магистральным нефтепроводам ОАО «АК «Транснефть».

1.5. Титульный список капитального строительства и реконструкции 2012 года.

^ 2. Наименование объекта (место проведения работ)

МИ 2972-2006 «ГСИ. Масса нефти. Методика выполнения измерений системой измерений количества и показателей качества нефти № 1005 ЗАО \Шугуровский НПЗ\»

ГОСУДАРСТВЕННЫЙНАУЧНЫЙ МЕТРОЛОГИЧЕСКИЙ ЦЕНТР

Федеральноегосударственное унитарное предприятие

РАЗРАБОТАНА

Государственным научнымметрологическим центром Федеральным государственным унитарным предприятием Всероссийскимнаучно-исследовательским институтом расходометрии (ФГУП ВНИИР)

Требования к выполняемым работам, предоставляемым Подрядчиком

Требования к выполняемым работам, предоставляемым Подрядчиком

Наименование работ: «Ремонт, подготовка к поверке (калибровке) и поверка (калибровка) средств измерений в органах Ростехрегулирования».

Примечание:

* стоимость работ указывается с учетом ЗИП

— в стоимость работ по группам сложности включены операторские услуги за дефектацию и доставку запасных частей.

— При превышении стоимости ремонта 50 % от закупочной цены нового прибора целесообразность ремонта определяется по согласованию с Заказчиком.

— Стоимость работ по калибровке принимается в размере 2/3 от стоимости поверки.

— Подрядчик предоставляет Заказчику результаты поиска поставщика запасных частей для ремонта с наименьшими расценками и согласовывает такого поставщика с Заказчиком.

Критерии сложности ремонта

I группа сложности

Наружный осмотр и выявление поверхностных дефектов. Вскрытие прибора, очистка от пыли и грязи внутренних поверхностей, доступных без разборки прибора. Замена стекол. Проверка креплений, монтажа. Зачистка и смазка контактов. Проверка электрических соединений, сопротивления изоляции, напряжения на выходе блока питания. Проверка работы электронной схемы прибора. Настройка параметров работы прибора, предусмотренными в схеме регуляторами: «Ноль», «Диапазон» по контрольным точкам, без разборки измерительной системы. Проверка программного обеспечения, установленных коэффициентов. Проверка выходных сигналов прибора. Проверка на герметичность. Определение погрешности, подготовка прибора к поверке. Сдача в поверку (калибровку).

II группа сложности

Включает работу, предусмотренную первой группой сложности.

Частичная разборка, промывка деталей, дефектация, сборка измерительного механизма прибора. Устранение заеданий, перекосов, деталей измерительного механизма, регулировка зазоров. Мелкий ремонт контактной системы, индукционных датчиков, пайка электрических соединений. Устранение негерметичности, замена прокладок, сальников. Покраска отдельных мест с удалением коррозии.

Ремонт навесных и печатных электрических соединений с заменой отдельных элементов электронной схемы, кроме ПЗУ и микропроцессоров. Поблочная и комплексная наладка и регулировка. Восстановление антикоррозийного покрытия печатных плат. Настройка (юстировка) прибора по контрольным точкам. Изменение коэффициентов с помощью поверочной программы ПК или коммуникатора для достижения требуемой точности показаний прибора (основной допустимой погрешности) во всем диапазоне измерения прибора. Сдача в поверку (калибровку).

III группа сложности

Включает работу, предусмотренную второй группой сложности. Полная разборка прибора и сборка. Чистка и промывка всех деталей и узлов. Ремонт или замена всех изношенных и поврежденных деталей измерительного механизма, контактной системы. Ремонт или замена держателя, исправление резьбы. Ремонт корпуса, установка новых шкал и циферблатов. Восстановление работоспособности электронной схемы. Замена печатных плат, программирование ПЗУ, микропроцессорных систем с помощью ПК или коммуникатора. Покраска прибора. Сдача в поверку (калибровку).

Д О Г О В О Р №

подряда

от ___ __________ 20__ г.

I. ПРЕДМЕТ ДОГОВОРА

1.1.ПОДРЯДЧИК обязуется выполнить и сдать в установленные сроки, а ЗАКАЗЧИК — принять и оплатить в оговоренном договоре порядке следующие виды работ:

— Ремонт, калибровка, и сдача в поверку средств измерений (СИ).

1.2.Изменение или замена указанных в договоре работ другими, выполнение дополнительных работ, а равно изменение условий и сроков действия договора согласовываются сторонами путем подписания соответствующих дополнительных соглашений.

II.ЦЕНА И СУММА ДОГОВОРА

2.1.Стоимость подлежащих выполнению по настоящему договору работ определяется Прейскурантом цен, согласованным с Заказчиком, прилагаемым к договору и являющимся его неотъемлемой частью.

III.КАЧЕСТВО И ПОРЯДОК ВЫПОЛНЕНИЯ РАБОТ

3.1.ЗАКАЗЧИК предоставляет в распоряжение ПОДРЯДЧИКА всю техническую документацию, связанную с производством работ.

3.2. Срок выполнения работ по ремонту и подготовке к поверке СИ – не более 14 дней со дня оформления заказа на ремонт при отсутствии запасных частей, комплектующих и особо сложном ремонте, срок выполнения работ устанавливается по согласованию с ЗАКАЗЧИКОМ.

3.3.Результатом выполнения работ поверки СИ является нанесение пломбы ( клеймение СИ) несущей на себе поверительное (калибровочное) клеймо, и (или) оформление свидетельства о поверке (сертификата о калибровке) и протокола поверки (калибровки).

3.4. ЗАКАЗЧИК вправе требовать, а ПОДРЯДЧИК обязан устранить за свой счет недостатки и дефекты по сданным работам в течении трех месяцев с момента подписания акта приема и сдачи работ, и провести ремонт за свой счет в течении одной недели в случае целостности на них пломб, установленных после поверки.

3.5.ЗАКАЗЧИК обязуется предъявлять в ремонт и поверку СИ, в чистом виде полностью укомплектованные, с ненарушенными пломбами и клеймами, снабженные паспортом, а при необходимости инструкцией по эксплуатации.

Примечание: предъявленные к ремонту разукомплектованные СИ принимаются в ремонт условно и ремонтируются по мере приобретения ПОДРЯДЧИКОМ частей, деталей, узлов по согласованной с ЗАКАЗЧИКОМ калькуляции, оплаты.

3.6. При превышении стоимости ремонта 50 % от закупочной цены нового прибора целесообразность ремонта согласовывается с Заказчиком.

После выполнения работ по ремонту, поверке СИ ПОДРЯДЧИК сдает работы ответственному представителю НГДУ.

IV. ПОРЯДОК РАСЧЕТОВ

4.1. Сдача-приемка работ оформляется актом сдачи-приемки выполненных работ, подписываемым Сторонами.

4.2. ЗАКАЗЧИК подписывает акт сдачи-приемки выполненных работ в течении 7 (семи) рабочих дней с момента его получения от ПОДРЯДЧИКА или представляет письменный мотивированный отказ от подписания акта с указанием причин.

4.3.ПОДРЯДЧИК устраняет выявленные недостатки в сроки, согласованные с ЗАКАЗЧИКОМ, а по их устранению повторно направляет акт сдачи-приемки выполненных работ. Подписание повторного акта ЗАКАЗЧИКОМ производится аналогично указанному выше порядку.

4.4. Оплата за выполненные работы производится Заказчиком по счету-фактуре. в течении 90 (Девяносто) календарных дней с момента подписания обеими сторонами акта сдачи-приемки выполненных работ.

Стоимость ремонтных работ складывается из стоимости запасных частей и стоимости от группы сложности ремонта СИ.

4.5. Стоимость замененных запасных частей и ЗИП при ремонте, согласовывается сторонами до их замены и оплачиваются на основании фактических затрат, подтвержденных ПОДРЯДЧИКОМ счетом, счетом-фактурой, накладной поставщика.

4.6. Услуги, оказываемые за поверку СИ, подтверждаются копией счета (счетом-фактурой) ФГУ ЦСМ и предоставляются на оплату ЗАКАЗЧИКУ.

4.7. Оплата работ за калибровку оплачивается Заказчиком в размере 2/3 от стоимости поверки Ростехрегулирования.

V. ПОРЯДОК РАЗРЕШЕНИЯ СПОРОВ.

5.1. Стороны будут стремиться урегулировать спорные вопросы, связанные с выполнением настоящего договора путем переговоров. В случае не достижения согласия, спор в установленном законом порядке передается на рассмотрение Арбитражного суда с обязательным соблюдением претензионного порядка разрешения споров. Срок ответа на претензию – 20 дней с момента ее получения.

5.2. Взаимоотношения сторон, не урегулированные настоящим договором, регламентируются в соответствии с действующим законодательством РФ.

VI. СРОК ДЕЙСТВИЯ ДОГОВОРА.

6.1.Срок выполнения работ с 01 января 2011 г. Срок действия договора до 31 декабря 2011г. (включительно), а в части денежных расчетов- до их полного исполнения.

По соглашению сторон действие договора может быть пролонгировано на последующий период.

VII.ОБЯЗАННОСТИ И ОТВЕТСТВЕННОСТЬ СТОРОН

7.1. Для обеспечения выполнения предусмотренных договором работ на должном качественном уровне, стороны обязаны:

ЗАКАЗЧИК:

7.1.1. Предоставлять персоналу ПОДРЯДЧИКА за свой счет охраняемое помещение для хранения контрольно-измерительных приборов и инструментов.

ПОДРЯДЧИК:

7.2.1. Обеспечить исчерпывающие меры по выполнению указанных в настоящем договоре работ в полном объеме, в установленные сроки и на требуемом техническом и качественном уровне.

7.2.2. Обеспечить незамедлительное оповещение обо всех отклонениях и отказах в работе СИ уполномоченного представителя ЗАКАЗЧИКА.

7.2.3. В случае невозможности выполнения работ по причинам независящим от ПОДРЯДЧИКА (поломка испытательного стенда, образцового оборудования и т.д.) ПОДРЯДЧИК обязан немедленно проинформировать (письменно) ЗАКАЗКИКА о сроках устранения причины и возобновления работ по ремонту СИ.

7.2.4.Подрядчик обязуется выбирать поставщика по указанию Заказчика.

7.2.5.За дефекты, возникшие в результате нарушении правил эксплуатации и технологических регламентов, ПОДРЯДЧИК ответственности не несет, если эти дефекты возникли не по вине Подрядчика.

7.2.6. Для оперативного решения вопросов, возникающих при исполнении настоящего договора, Подрядчика и Заказчика выделяют своих уполномоченных представителей.

Повышение эффективности контроля расхода и компонентного состава нефти в трубопроводе автореферат диссертации для написания диплома, курсовой работы, тема для доклада и реферата

    Реферун рекомендует следующие темы дипломов:

  • Постановка задачи, обоснование области применения инструментальных средств контроля мкп
  • Основные принципы построения и структура аппаратуры для измерения гидродинамических параметров гетерогенных сред
    Реферун советует написать курсовую работу на тему:

  • Экспериментальный образец расходомера нефти
  • Изменение свойств попутного нефтяного газа
    Реферун советует написать реферат на тему:

  • Влияние обводненности нефтей и дисперсности частиц водной фазы на устойчивость нефтяных эмульсий
  • Условия распределения деэмульгатора в потоке нефти
    Реферун предлагает написать доклад на тему:

  • Принципиальная технологическая схема подготовки нефти
  • Профилактика накопления промежуточных слоев в отстойных аппаратах
  • Определение угла искривления ствола скважины в пространстве по координатным параметрам точек
  • Роль микроорганизмов в усилении осадкообразования и коррозии металла
  • Выбор рациональной стратегии реализации технологии парогравитационного воздействия с углеводородными растворителями в условиях неопределенности
  • Как мне написать работу на эту тему?

Поделиться с друзьями:

Выдержки из автореферата диссертации Моисеев Алексей Анатольевич, 2006, 05.11.13 Приборы и методы контроля природной среды, веществ, материалов и изделий

Актуальность работы. Товарно-коммерческий учет нефти при приеме от производителей и сдаче получателям ведется в единицах массы нетто, т.е. определяется вычитанием от массы брутто нефти массы балласта: воды, солей, механических примесей. Имеются средства измерения и нормативные документы, с помощью которых определяется величина указанных показателей и оценивается погрешность их измерения. Масса брутто нефти определяется автоматически по данным Системы измерения количества нефти или вручную по показаниям турбинных расходомеров и плотности нефти при температуре перекачки. Погрешности измерения масс брутто и нетто нормируются и должны составлять соответственно ±0,35% и ±0,25%.

В соответствии с инструкцией по учету нефти при ее транспортировке нефть, сдаваемая грузоотправителем, не должна содержать свободного газа. Однако, установленные на узлах учета нефтегазодобывающих управлений индикаторы фазового состояния не являются измерительным средством и не могут дать количественную оценку содержания газа, а устройство определения свободного газа ( УОСГ — 100) неэффективно для практического применения на пунктах приемо-сдачи нефти из-за длительности и трудоемкости процесса измерения. Поэтому, на приведенные выше погрешности влияет присутствие в потоке свободного газа.

В основу существующей в РФ Системы измерения количества нефти положена гомогенная модель потока контролируемого вещества, которая не адекватна реальному потоку. В качестве уточненной модели предложена модель потока газожидкостной смеси, имеющего спорадически двухфазную пузырьковую структуру. Эта модель состоит из гомогенной части потока, представляющей собой однородную жидкость (нефть) и негомогенной, состоящей из нефти с пузырьками свободного газа, которые сменяют друг друга. Модель спорадически двухфазного пузырькового потока позволяет уменьшить погрешность измерения расхода (количества) нефти средствами измерения на основе турбинных

преобразователей расхода, широко применяемых в настоящее время при е учитывающего данную модель потока, требует проведения значительного объема теоретических и экспериментальных исследований и промышленных испытаний.

Важным для решения данной задачи является создание бесконтактного поточного измерителя содержания свободного газа в потоке товарной нефти и бесконтактного поточного плотномера нефтегазоводяной смеси, что определяет актуальность настоящей работы.

Цель работы: Повышение эффективности контроля расхода и состава нефти в трубопроводе с фиксацией газовой составляющей и воды, что повышает точность учета количества нефти в процессе ее транспортирования.

Идея работы: заключается в контроле газовой составляющей потока путем регистрации и математической обработке уз-коколлимированного и рассеянного гамма-излучения от трех независимых источников, закрепленных на трубопроводе. Задачи исследования:

• анализ существующих методов контроля одно- и двухфазных потоков;

• обоснование использования радиоизотопного метода в составе измерительной аппаратуры;

• разработка способа определения фазового и компонентного состава нефти и реализующей его измерительной системы;

• разработка макета трубопроводной системы и физического имитатора;

• оценка метрологических характеристик предлагаемой измерительной системы;

• разработка методик и алгоритмов обработки измерительной информации;

Защищаемые научные положения:

• Применение радиоизотопного метода для автоконтроля физического состава нефтегазоводяного потока в трубопрово-

де на основе комплексного использования узкоколлимирован-ного и рассеянного гамма-излучения позволяет снизить погрешность измерения расхода нефти до 2 % абсолютных за счет контроля флуктуации плотности потока и учета объемной доли содержащегося в нем свободного газа.

• При измерении количества какого-либо компонента в нефтяном потоке с использованием высокостабильного блока детектирования, трех блоков источника излучения и при применении определенных программных средств обработки информации, результаты измерений не зависят от химического состава и флуктуаций плотности нефтегазоводяной смеси. Методы исследований: При проведении теоретических исследований использовались методы математической статистики, гидродинамики газожидкостных систем, теории погрешностей. Экспериментальные исследования проводились как на стендах, так и в производственных условиях реальных нефтепроводов.

Научная новизна работы:

• Сложная степенная зависимость, описывающая мгновенную плотность нефтяного потока, не содержит переменных, определяемых химическим составом этого потока при определенной конфигурации поля излучения.

• Введены новые информативные показатели оценки параметров пбтока нефти и нефтепродуктов.

• Доказано, что радиоизотопный метод на современном этапе является наиболее перспективным для определения количества содержания компонентов потока и для измерения плотности нефти, транспортируемой по трубопроводу.

• Разработана методика комплексного использования узкоколлимированного и рассеянного гамма-излучения для анализа многофазных и многокомпонентных потоков. Обоснованность и достоверность научных положений базируется на результатах стендовых и промышленных испытаний прибора, численных методах решения уравнений.

Достоверность полученных результатов, выводов и рекомендаций подтверждается удовлетворительной сходимостью резуль-

татов аналитического описания и экспериментальных исследований на стенде и в реальном нефтепроводе.

Практическая ценность работы заключается в следующем:

• Метод экспресс-анализа фазового и компонентного состава нефти в нефтепроводе, использующий регистрацию и обработку узкоколлимированного и рассеянного гамма-излучения, позволяет с удовлетворительной для практики относительной погрешностью (до 0,5 %) определить плотность нефти в потоке, а также измерить содержание свободного газа в жидкости с абсолютной погрешностью до 0,002 объемной доли.

• Разработана измерительная система определения содержания свободного газа и плотности жидкостей в потоках нефти в трубопроводе.

• Разработаны методики обработки первичной измерительной информации при определении фазового и компонентного состава нефти радиоизотопным методом.

Реализация выводов и рекомендаций работы. Результаты диссертационной работы используются при проведении научно-исследовательских работ по синтезу инструментальных методов и средств измерения расхода и количества нефти в нефтепроводах.

Личный вклад автора

• Обоснована возможность применения радиоизотопного метода для контроля расхода, а также фазового и компонентного состава нефти в трубопроводах для повышения точности учета ее количества.

• Разработан экспериментальный образец для измерения фазового и компонентного состава нефти на трубопроводах диаметром 250 и 400 мм.

• Выполнены экспериментальные исследования работоспособности образца измерительной системы на лабораторном стенде, на промышленном оборудовании, а также в условиях реального трубопровода.

• Предложена методика выполнения измерений содержания

свободного газа и воды в потоках нефтегазоводяных смесей.

Апробация работы. Основные положения и результаты работы докладывались и получили положительную оценку на конференциях Полезные ископаемые России и их освоение в 1999, 2001, 2003 гг. в СПГГИ (ТУ), на VI международной конференции по мягким вычислениям и измерениям (8СМ’2003) в СПбГЭТУ, на конференциях Коммерческий учёт энергоносителей в 2003 и 2005 гг.

По теме диссертации опубликованы следующие работы:

1. Моисеев A.A. Информационная теория измерительных устройств. [Текст] / Сборник трудов молодых ученых Санкт-петербургского государственного горного института (технического университета)/Санкт-петербургский горный институт, СПб. РИЦ СПГГИ, 1999, вып.5, с.104-108.

2. Моисеев A.A. Флуктуационный метод измерения производительности нефтяных скважин раздельно по воде, нефти и газу. [Текст] / Записки Горного института. СПб. РИЦ СПГГИ. 2002, с. 92-95.

3. Моисеев A.A. Интеллектуальные системы измерения влагосодержа-ния в потоке нефти на ДНС. [Текст] / Сборник докладов VI международной конференции по мягким вычислениям и измерениям (SCM’2003). Том 2/Санкт-петербургский государственный электротехнический университет, СПб. 2003, с. 12-15.

4. Моисеев A.A. Перспективы совершенствования коммерческого учета товарной нефти. [Текст] / Сборник докладов VI международной конференции по мягким вычислениям и измерениям (SCM’2003). Том 2/Санкт-петербургский государственный электротехнический университет, СПб. 2003, с. 69-73.

5. Моисеев A.A. Измерение сухости пара, подаваемого в нефтяной пласт при паротепловом воздействии [Текст] / Кратиров В.А. Бра-гин B.C. / Труды конференции Коммерческий учёт энергоносителей, СПб, Борей-Арт, 2003, с. 92-99.

6. Моисеев A.A. Состояние проблемы измерения содержания свободного газа в нефтегазовых смесях радиоизотопным методом [Текст] / Кратиров В.А. Брагин Б.С. / Труды конференции Коммерческий учёт энергоносителей, С-Пб, Борей-Арт, 2005, с. 94-97.

РИЦ СПГГИ. 21.06.2006. 3.271. Т.100 экз. 199106 Санкт-Петербург, 21-я линия, д.2

Государственная система

обеспечения единства измерений

МАССА СЫРОЙ НЕФТИ

Методика выполнения измерений

системой измерений количества

и параметров нефти сырой

на временном пункте налива

ООО «ЛУКОЙЛ-Коми»

МИ 3200-2009

Казань

2009

СВИДЕТЕЛЬСТВО № 19705-09

об аттестации МВИ

Методика выполнения измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой на временном пункте налива месторождения «Баянды» ТПП «Усинскнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми»,

разработанная ОАО «Нефтеавтоматика», г. Уфа, и ФГУП ВНИИР, г. Казань,

и регламентированная в рекомендации «ГСИ. Масса сырой нефти. Методика выполнения измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой на временном пункте налива месторождения «Баянды» ТПП «Усинскнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми»,

аттестована в соответствии с ГОСТ Р 8.563 .

Аттестация осуществлена по результатам метрологической экспертизы документации и теоретических исследований МВИ.

В результате аттестации МВИ установлено, что МВИ соответствует предъявляемым к ней метрологическим требованиям и обладает следующими основными метрологическими характеристиками

пределы допускаемой относительной погрешности измерений:

массы сырой нефти ______________________________________ _ не более 0,25 %;

массы нетто сырой нефти: _________________________________  не более 2,50 %.

Добавить комментарий

Ваш e-mail не будет опубликован. Обязательные поля помечены *