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
"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
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Номер госреестра:
39734-13
Наименование СИ:
Установки измерительные
Обозначение типа:
ЦИКЛОН
Производитель:
НП ООО "Новые технологии эксплуатации скважин", г.Бугульма
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Срок свидетельства
Срок свидетельства:
12.10.2023
Описание типа:
Методика поверки:
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 53500/1
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 10
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
(в редакции, утвержденной приказом Росстандарта № 2188 от 20.09.2019 г.)
Установки измерительные ЦИКЛОН
Назначение средства измерений
Установки измерительные ЦИКЛОН (далее по тексту - установки) предназначены для
измерения массы и объёма сырой нефти, объёма свободного нефтяного газа, массы сырой неф-ти
без учета воды.
Описание средства измерений
В основу принципа работы установки заложен прямой метод измерений сырой нефти и
свободного нефтяного газа после разделения нефтегазоводяной смеси в сепараторе.
Установки конструктивно включают в себя блок технологический (БТ), блок аппаратур-
ный (БА) и другие дополнительные функциональные блоки оснащенных системами жизнеобес-
печения (обогрев, освещение, вентиляция и пожаро-газосигнализация). Количество и исполне-
ние блоков установки определяется условиями измерения, техническими требованиями и необ-
ходимости реализации дополнительных функций кроме измерительных.
БТ может состоять из измерительного и коллекторного модуля или только из измери-
тельного модуля.
Основным элементом измерительного модуля является сепаратор горизонтального или
вертикального типа. Сепаратор состоит из трех основных частей: гидроциклонной, гравитаци-
онной и каплеотбойной.
Гидроциклонная часть является первой ступенью сепарации. Она предназначена для сепа-
рации основной части нефтяного газа. Гравитационная камера выполняет функцию повторной се-
парации сырой нефти, а также в ней происходит регулирование уровня сырой нефти относительно
свободного нефтяного газа. Регулировка уровня предназначена для предотвращения прорыва неф-
тяного газа в жидкостной трубопровод и прорыва сырой нефти в газовый трубопровод.
Регулировка уровня осуществляется двумя способами: механическим - с помощью по-
плавка и газовой заслонки и автоматическим - с помощью электроуправляемых устройств. Ав-
томатическая регулировка уровня позволяет накапливать нефтяной газ и сырую нефть в сепара-
торе для обеспечения расхода, соответствующего диапазону измерений счетчиков (расходоме-
ров) в случаях, если дебиты сырой нефти и нефтяного газа меньше нижнего предела измерений
этих счетчиков (расходомеров).
В каплеотбойнике происходит сепарация нефтяного газа (осушка).
Измерительный модуль комплектуется основными и вспомогательными средствами из-
мерений. Применяемые основные средства измерения приведены в таблице 1. Совокупность
основных и вспомогательных средств измерений согласуется с заказчиком на стадии оформле-
ния заказа.
установках измерительных
Наименование, тип
68358-17
Таблица 1 – Основные средства измерений, применяемые в
ЦИКЛОН
Регистрационный но-
мер*
14189-13
27699-14
1 Счетчики жидкости СКЖ
2 Счетчики кольцевые РИНГ
3 Расходомеры массовые Promass, модификации Promass 300,
Promass 500
4 Счетчики-расходомеры массовые ЭЛМЕТРО-Фломак
5 Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion
47266-16
45115-16
Лист № 2
Всего листов 10
Продолжение таблицы 1
Наименование, тип
Регистрационный но-
мер*
47355-11
6 Счетчики газа вихревые СВГ13489-13
7 Расходомеры вихревые Prowirl 20058533-14
8 Датчики расхода газа DYMETIC-1223М57997-14
9 Датчики расхода газа ДРГ.М26256-06
10 Влагомеры сырой нефти ВСН-224604-12
11 Влагомеры нефти поточные ПВН-615Ф63101-16
12 Измерители обводненности Red Eye®
модели Red Eye® 2G и Red Eye® Multiphase
* регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства
измерений
Для приведения объемов сырой нефти и свободного нефтяного газа к стандартным ус-
ловиям на трубопроводах устанавливаются датчики давления и температуры, относящиеся к
вспомогательным средствам измерения.
Вспомогательные средства измерений могут быть любого типа, в том числе:
- измерительные преобразователи (датчики) давления с диапазоном измерений от 0 до
10 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности не более ±0,5 %;
- измерительные преобразователи температуры (термопреобразователи) с диапазоном
измерений от минус 50 до плюс 150 ° С и пределами допускаемой приведенной погрешности не
более ±0,25 %;
- измерительные преобразователи разности давлений с верхним пределом измерений не
более 500 кПа и пределами допускаемой приведенной погрешности не более ±0,5 %;
- микроволновые уровнемеры с диапазоном измерения уровня до 1500 мм и пределами
допускаемой абсолютной погрешности не более ± 2 мм;
- сигнализаторы уровня с гистерезисом не более ±1 мм;
- манометры показывающие с пределами измерений от 0 до 10 МПа и классом точности
не ниже 1,5.
Для оценки качества сепарации нефтегазоводяной смеси применяются устройства:
- для определения остаточной доли содержания свободного нефтяного газа в сырой неф-
ти - УОСГ-100 СКП;
- дляопределениядолирастворённого нефтяного газа всыройнефти- УОСГ-1РГ.
Вариант исполнения конкретного образца установки выбирается на этапе изучения ус-
ловий измерения в зависимости от ожидаемых величин расхода и свойств нефтегазоводяной
смеси. Каждому варианту исполнения установки присваивается определённый код измеряемых
параметров в зависимости от набора средств измерения и необходимых измеряемых величин.
Коллекторный модуль предназначен для подключения скважин к измерительному моду-
лю. Он может включать в себя, в зависимости от варианта исполнения:
- входные трубопроводы с отводом на трубопровод измерительного модуля и выходной
коллектор;
- переключатель скважин многоходовой (ПСМ) или блок трехходовых кранов;
- выходной коллектор;
- дренажные линии;
- байпасный трубопровод для подключения передвижной измерительной установки.
БА может состоять из блока измерений и обработки информации (далее по тексту –
БИОИ) и блока силового (далее по тексту - БС) или только из БИОИ.
Лист № 3
Всего листов 10
БИОИ индицирует, управляет, обрабатывает, регистрирует и хранит полученные
результаты измерений в архиве. Конструктивно БИОИ и БС могут быть размещены в БА, а
также устанавливаться удаленно в помещениях, или на специально отведенных площадках вне
взрывоопасной зоны. Возможен вариант применения БИОИ взрывозащищенного исполнения,
который устанавливается непосредственно в БТ.
Условное обозначение установки измерительной ЦИКЛОН:
ЦИКЛОН - ХХХ - 4,0 - Х - ХХ / ХХ - Х/Х - Д(Х…Х) - ХХ - Х - Х - Х
Условное
наименование
Верхний предел измерения
расхода сырой нефти:
120, 210, 420, 1440 - м
3
/сут
120, 420, 1500 - т/сут
Условное (рабочее) давление, МПа
Способ регулировки уровня сырой нефти
в сепараторе:
А – автоматическая;
Е – естественная;
без индекса – механическая
Код измеряемых параметров
Код комплектации аппаратурного блока
Индекс и код комплектации устройством электрообогрева КТО-2
или укрытием
Индекс комплектации дополнительным оборудованием:
Д – дополнительное оборудование
без индекса – без дополнительного оборудования
Индекс комплектации монтажными частями
Индекс исполнения (только для кодов измеряемых параметров – 4, 5, 8, 10, 14):
Ф – стационарное с фланцевым соединением
Ш – мобильное на шасси
без индекса – мобильное без шасси
Индекс климатического исполнения:
С - от минус 60 до плюс 50 ºС (для кодов измеряемых параметров 9-11 – до плюс 40 ºС)
без индекса - от минус 40 до плюс 50 ºС (для кодов измеряемых параметров 9-11 – до плюс 40 ºС)
Индекс: К – коррозионностойкое исполнение (защита от коррозии внутренних поверхностей установки
измерительной, температура измеряемой среды от 0 до плюс 70 ºС);
без индекса – обычное исполнение
Схема условного обозначения блоков измерений и обработки информации БИОИ-2:
БИОИ-2-ХХ-Х
Сокращенное наименование блоков
измерений и обработки информации
для измерительных установок
Код исполнения:
02, 06, 07 – взрывозащищённое
04, 05 – общепромышленное
Индекс климатического исполнения:
С – от минус 60 до плюс 50 °С (северное исполнение)
без индекса – от минус 40 до плюс 50°С
Общий вид установки и блока измерений и обработки информации представлен на рисун-
ках 1 и 2.
Лист № 4
Всего листов 10
Рисунок 1 - Фотография установки измерительной ЦИКЛОН
Рисунок 2 - Фотография блока измерений и обработки информации БИОИ
Лист № 5
Всего листов 10
Программное обеспечение
Программное обеспечение установок измерительных ЦИКЛОН состоит из 2 частей:
Встроенное программное обеспечение выполняет следующие функции:
- измерение мгновенных значений с первичных преобразователей;
- вычисление:
массы и объёма сырой нефти;
объёма свободного нефтяного газа;
- ввод и редактирование значений параметров конфигурации;
- вывод на дисплей значений конструктивных коэффициентов, измеряемых и вычисляе-
мых параметров;
- ведение архива работы и измеренных параметров с сохранением в энергонезависимой
памяти:
часового;
суточного;
- ведение календаря;
- поддержку протокола «MODBUS RTU» и связь с персональным компьютером через ин-
терфейсы:
EIA RS – 485, USB 2.0, Ethernet.
Программное обеспечение «Монитор» работает под управлением операционной систе-
мы «Windows» на базе персонального компьютера. Выполняет функции:
- просмотр измеряемых и вычисляемых параметров программным обеспечением блока
«БИОИ-2»;
- ввод пользовательских констант в программное обеспечение блока «БИОИ-2»;
- запуск измерений;
- диагностика состояния установки;
- считывание архивов.
Идентификационные данные ПО установок измерительных ЦИКЛОН (блоков БИОИ-2 и
ПО верхнего уровня Монитор) приведены в таблице 2.
Значение
Монитор
Монитор
2FD8DB01
906BE972
CRC32
CRC32
наименование ПО
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные
данные (признаки)
Идентификационное
БИОИ-2БИОИ-2-05
Номер версии ПО
не ни
ж
е
н
е ни
ж
е
2.061.05
БИОИ- БИОИ-
2-06 2-07
не ни-не ниже
же 3.01 3.02
не ниже
7.73
не ниже
7.71
катор ПО
Цифровой идентифи-
7D906BC12AB0
473EA8F0
Алгоритм вычисления
цифрового идентифи-CRC16CRC32
катора ПО
CRC16CRC16
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных
изменений «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Метрологические и технические характеристики
Основные технические характеристики установок и допустимые параметры измеряемой
и окружающей среды приведены в таблице 3.
Лист № 6
Всего листов 10
от 0 до 98
Таблица 3 - Основные технические характеристики установок и допустимые параметры изме-
ряемой и окружающей среды
ПараметрЗначение
Рабочее давление, МПа, не более 4,0
Минимальное рабочее давление, МПа, 0,3
Потеря давления в диапазоне расхода, МПа, не более 0,2
Характеристики рабочей среды:
Измеряемая средасырая нефть по ГОСТ Р 8.615,
нефтяной газ (попутный)
Содержание (доля) свободного нефтяного газа в составе
нефтегазоводяной смеси в рабочих условиях, %
Объёмное содержание (доля) воды в сырой нефти, %от 0 до 98
Диапазон кинематической вязкости, м
2
/с от 1·10
-6
до 1·10
-3
Температура измеряемой среды, °С
– для всех исполнений кроме коррозионностойкогоот 0 до +110
– для коррозионностойкого исполнения от 0 до +70
Плотность, кг/м
3
от 700 до 1360
Габаритные размеры и масса БТ и БА в зависимости от типоразмера и
варианта исполнения установки
Параметры питания электрических цепей:
Род токапеременный
Напряжение, В
Частота, Гц
Вид входных/выходных сигналов БИОИ
50 ± 1
Унифицированные токовые сиг-
налы 4-20 мА; дискретные; чис-
лоимпульсные
от 1 до 14
10
RS485; Ethernet;
УХЛ1
от -40 до +50*
от -60 до +50*
40000
20
Количество подключаемых скважин, шт.
Потребляемая мощность, кВ·А, не более
Коммуникационные каналы
Климатическое исполнение установок
Условия эксплуатации:
температура окружающей среды, °С
– для всех исполнений кроме северного
– для северного исполнения
Показатели надежности:
Средняя наработка на отказ, ч
Средний срок службы, лет
* - при комплектации влагомером ВСН-2 – до плюс 40
°
С
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения установки приведены в
таблице 4.
Лист № 7
Всего листов 10
Условное обозначение УИ
(состав основных СИ)
массы сырой
нефти, %
массы сырой нефти
без учета воды, %
объема сырой нефти,
приведенного к стан-
дартным условиям, %
объема свободного
нефтяногогаза, приве-
дённогокстандартным
условиям, %
1
ЦИКЛОН-ХХХ-4,0-1 (счетчикСКЖ)
±2,5
−
3
−
4,8,10
−
−
±1,0; ±2,0
5,14
−
−
±1,0; ±2,0
6,12
±2,5
−
−
7,13
ЦИКЛОН-ХХХХ-4,0-7/-13 (кориолисовый
расходомер+ счетчикгаза)
±1,0;
±2,0
−
9
ЦИКЛОН-ХХХ-4,0-9 (счетчик СКЖ +
счетчик газа + влагомер)
±2,5
± 6 *
± 15**
−
11
ЦИКЛОН-ХХХХ-4,0-11 (кориолисовый расхо-
домер + счетчикгаза + влагомер)
±1,0;
±2,0
± 6 *
± 15**
±1,0; ±2,0
Таблица 4 – Погрешности измерений установки
Предел допускаемой
относительной погрешности измерений
Код измеряемых пара-
метров
−−
±1,0;
±2,0
±1,0; ±2,0−
ЦИКЛОН-ХХХХ-4,0-3 (кориолисовыйрас-
ходомер)
ЦИКЛОН-ХХХ-4,0-4/-8/-10 (счетчикиРИНГ
+ влагомер)
ЦИКЛОН-ХХХ-4,0-5/-14 (счетчикРИНГ+
счетчикгаза)
ЦИКЛОН-ХХХ-4,0-6/-12 (счетчикСКЖ+
счетчикгаза)
±1,0; ±2,0
±5,0
*при содержании воды в сырой нефти до 70 %;
** при содержании воды в сырой нефти от 70 до 95 %;
Значения, в зависимости от типов установок, применяемых основных средств измерения и
наличия измерительных каналов могут изменяться в пределах указанного диапазона.
Диапазоны измерений расхода и количества измеряемой среды приведены в таблице 5.
Диапазон массового (объемного) расхода сырой нефти, т/сут (м³/сут)
Диапазон объемного расхода свободного нефтяного газа, м³/сут
от 1 до 52000*
от 0 до 9 999 999 *
от 0 до 9 999 999 *
Таблица 5 – Диапазоны измерений расхода и количества измеряемой среды
Параметр
Значение
от 0,5 до 1500*
(от 2,4 до 1440*)
Диапазон измерения массы сырой нефти и массы сырой нефти без учета
воды, т
Диапазон измерения объёма сырой нефти, приведённого к стандарт-
ным условиям, м
3
Диапазон измерения объема свободного нефтяного газа, приведённо-
го к стандартным условиям, м
3
* Значения, в зависимости от конкретных параметров измеряемой среды, типов и размерного
ряда применяемых основных средств измерения могут изменяться в пределах указанного диа-
пазона
Лист № 8
Всего листов 10
Метрологические характеристики блоков БИОИ-2 приведены в таблице 6.
Значение
Параметр
БИОИ-2-02
БИОИ-2-04
БИОИ-2-05
БИОИ-2-06
БИОИ-2-07
1. Наличие местной индикации
да
объёма сырой нефти, приведённого
к стандартным условиям, %
±0,2
2. Пределы допус-
каемой относитель-
ной погрешности
вычисления
Таблица 6 – Метрологические характеристики блоков БИОИ-2
объёма свободного нефтяного газа,
приведённого к стандартным усло-±0,4
виям, %
массы сырой нефти, %±0,05
массы сырой нефти без учета воды, %±0,2
Знак утверждения типа
наносится на табличку, изготовленную фотохимическим способом и закрепленную на лицевой
стороне технологического блока установки и на наружной стороне блока измерений и обработ-
ки информации. На титульном листе паспорта знак наносится типографским способом.
Комплектность средства измерений
Комплектность поставки соответствует таблице 7.
Таблица 7 - Комплектность средства измерений
НаименованиеОбозначениеКоличество
Блок технологический
1)
- -
БИОИ-2 (аппаратурный блок)
1)
- -
Комплект монтажных частей
1)
- -
Комплект ЗИП
1)
- -
Руководство по эксплуатации
2)
- 1 экз.
Паспорт
2)
- 1 экз.
Методика поверкиМП 0916-9-20191 экз. (на партию)
1)
Обозначение установки, блоков, комплекта монтажных частей, ЗИП входящих в ее состав,
их количество выбирается исходя из конфигурации установки, определяемой заказом
2)
Обозначение документа определяется исходя из конфигурации установки, определяемой
заказом
Комплект поставки установки может дополняться по условиям контракта на поставку.
Поверка
осуществляется по документу МП 0916-9-2019 «Инструкция. ГСИ. Установки измерительные
ЦИКЛОН. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 09 января 2019 г.
Лист № 9
Всего листов 10
Основные средства поверки:
эталоны 1-го разряда по ГОСТ 8.637-2013 с диапазоном воспроизводимого массового
расхода газожидкостной смеси, соответствующим рабочему диапазону поверяемой установки, с
относительной погрешностью измерения массового расхода жидкой смеси от 0,5 до 1,0 %, с
диапазоном воспроизводимого объемного расхода газа (воздуха), приведенного к стандартным
условиям, соответствующим рабочему диапазону поверяемой установки, с относительной по-
грешностью измерения объемного расхода газа (воздуха) до 1,5 %;
эталоны 2-го разряда по ГОСТ 8.637-2013 с диапазоном воспроизводимого массового
расхода газожидкостной смеси, соответствующим рабочему диапазону поверяемой установки, с
относительной погрешностью измерения массового расхода жидкой смеси от 1,5 до 2,0 %, с
диапазоном воспроизводимого объемного расхода газа (воздуха), приведенного к стандартным
условиям, соответствующим рабочему диапазону поверяемой установки, с относительной по-
грешностью измерения объемного расхода газа (воздуха) от 3 до 5 %;
генератор электрических сигналов ГСС-10 (регистрационный номер 30405-05) с диапа-
зоном частот от 0,01 до 100 Гц и погрешностью задания частоты не более ± 1∙10
-2
%;
калибратор постоянного тока UPS-III (регистрационный номер 18089-03) с диапазоном
от 0 до 20 мА и приведенной погрешностью задания силы тока не более ± 0,02 % ± 2 ЕМР;
средства поверки в соответствии с документами на поверку средств измерений, входя-
щих в состав установок измерительных ЦИКЛОН.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке или (и) в паспорт установки.
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе «ГСИ. Количество сырой нефти. Методика измерений с применением
установок измерительных ЦИКЛОН производства ООО НПО «НТЭС» (Свидетельство об атте-
стации методики измерений № 01.00257-2013 /14409 - 14 от 01.07.2014 г., выдано
ФГУП «ВНИИР»).
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к установкам из-
мерительным ЦИКЛОН
ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества, извлекаемых из недр нефти и нефтяно-
го газа. Общие метрологические и технические требования
ГОСТ 8.637-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений мас-
сового расхода многофазных потоков
ТУ 4318-002-12978946-06 (извещение об изменении К.199-18) Установки измерительные
ЦИКЛОН. Технические условия
Изготовитель
Научно-производственное общество с ограниченной ответственностью «Новые техноло-
гии эксплуатации скважин» (ООО НПО «НТЭС»)
ИНН 1645001671
Адрес: 423241, г. Бугульма, Республика Татарстан, ул. М. Джалиля, 68
Телефон: (85594) 6 37 27 (приемная)
Факс: (85594) 6 37 01, 6 37 11
Web-сайт:
E-mail:
Лист № 10
Всего листов 10
Испытательный центр
Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Рес-
публике Татарстан (ФБУ «ЦСМ Татарстан»)
Адрес: 420029, г. Казань, ул. Журналистов, 24
Телефон/факс: (843) 279-59-64, 295-28-30
E-mail:
Аттестат аккредитации ГЦИ СИ ФБУ «ЦСМ Татарстан» по проведению испытаний
средств измерений в целях утверждения типа №30065-09 от 06.11.2009 г.
В части вносимых изменений
Федеральноегосударственноеунитарноепредприятие«Всероссийскийнаучно-
исследовательский институт расходометрии» (ФГУП «ВНИИР»)
Адрес: 420088, г. Казань, ул. 2-я Азинская, 7А
Телефон: (843) 272-70-62
Факс: (843) 272-00-32
Е-mail:
Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИР» по проведению испытаний средств измерений
в целях утверждения типа № RA.RU.310592 от 24.02.2015 г.
(Редакция приказа Росстандарта № 2188 от 20.09.2019 г.)
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииА.В. Кулешов
М.п.« ___ » _______________ 2019 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 41943-09 | Системы автоматизированные измерительные количества энергоресурсов | Data | Фирма "Techem Energy Services GmbH", Германия | 4 года | Перейти |
| 21435-08 | Установки заправки сжиженным газом автотранспортных средств | УЗСГ-01 | ООО "Техно Проект", г.Псков | 1 год | Перейти |
| 12681-91 | Преобразователи расхода электромагнитные измерительные | MAG-PYPE 1100, 1101 System | Фирма "ABB Kent-Taylor Inc.", США | 2 года | Перейти |
| 1115-57 | Установки | У-541 | Нет данных | Нет данных | Перейти |
| 22067-01 | Комплексы измерительные многофункциональные | УНИПРО | УП "Унитехпром БГУ", Беларусь, г.Минск | 1 год | Перейти |
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
"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
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
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