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:
55338-13
Наименование СИ:
Системы измерения нефти и газа
Обозначение типа:
ГЗУ ГКС
Производитель:
ООО НПП "ГКС", г.Казань
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Срок свидетельства
Срок свидетельства:
19.09.2023
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 52832
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 5
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системы измерения нефти и газа ГЗУ ГКС
Назначение средства измерений
Системы измерения нефти и газа ГЗУ ГКС предназначены для измерения
массового расхода, массы и влагосодержания сырой нефти, объемного расхода и объёма
попутного нефтяного газа.
Описание средства измерений
Принцип действия систем измерения нефти и газа ГЗУ ГКС основан на разделении
в сепараторе газожидкостной смеси, поступающей из испытуемой скважины, на сырую
нефтьипопутныйнефтянойгазиизмерениимассовогорасхода,массыи
влагосодержания сырой нефти, объемного расхода и объёма попутного нефтяного газа.
ПодключениеиспытуемойскважиныксистемеизмеренияГЗУГКС
осуществляется при помощи переключателя скважин многоходового. Продукция
остальных скважин в это время направляется сразу в общий трубопровод и далее в
выходной коллектор.
Массовый расход и масса сырой нефти измеряются при помощи счетчика-
расходомера массового MicroMotion модификация F (номер Госреестра 45115-10).
Объемный расход и объём попутного нефтяного газа измеряются при помощи
расходомера-счетчика вихревого объемного YEWFLO DY (номер Госреестра 17675-09)
(модификацияГЗУГКСB)илисчетчика-расходомерамассовогоMicroMotion
модификации F (номер Госреестра 45115-10) (модификация ГЗУ ГКС A).
Влагосодержание сырой нефти измеряется при помощи влагомера поточного
Phase Dynamics модели F (номер Госреестра 46359-11) или измерителя обводненности Red
Eye модели Red Eye 2G, Red Eye Multiphase (номер Госреестра 47355-11).
Управлениетехнологическимпроцессомпроизводитсяспомощью
электромагнитных клапанов. В период нахождения газожидкостной смеси в сепараторе, из
нее выделяется попутный нефтяной газ, который выходит из сепаратора и измеряется
расходомером, далее он поступает в общий трубопровод. Одновременно в сепараторе, где
установлены два сигнализатора уровня, происходит накопление сырой нефти.
При срабатывании сигнализатора верхнего уровня, свидетельствующего о
достижении необходимого уровня жидкости в сепараторе, процесс откачки попутного
нефтяного газа из сепаратора и его учет временно приостанавливаются. Газожидкостная
смесь продолжает подаваться в сепаратор, что приводит к росту давления в нем.
Придостиженииперепададавлениямеждусепараторомивыходным
трубопроводом в пределах от 0,08 до 0,12 МПа, запорный клапан на выходной линии
открывается, сырая нефть под избыточным давлением выдавливается из сепаратора и
через массовый расходомер поступает в общий трубопровод. При достижении перепада
давления в пределах от 0,02 до 0,03 МПа или при срабатывании сигнализатора
минимального уровня возобновляется процесс откачки попутного нефтяного газа из
сепаратора и его учет.
Информация о параметрах состояния газожидкостной смеси подается в контроллер,
посредством которого производится контроль технологического процесса, вычисление и
выдача данных о массовом расходе, массе и влагосодержании сырой нефти, объёмном
расходе и объёме попутного нефтяного газа.
Система выпускается в двух модификациях: ГЗУ ГКС модификации «А» и ГЗУ
ГКС модификации «В». Данные модификации отличаются средствами измерения,
применяемыми для измерения объемного расхода и объёма попутного нефтяного газа
и
влагосодержания. В ГЗУ ГКС модификации «А» применяется счетчик-расходомер
Лист № 2
Всего листов 5
массовый Micro Motion модификации F, в ГЗУ ГКС модификации «В» – расходомер-
счетчик вихревойYEWFLODY.
По взрывопожарной и пожарной опасности блок-бокс технологический относится к
помещениям с производствами категории А, помещение блок-бокса аппаратного –
категории Д по СП12.13130-2009.
Класс взрывоопасной зоны в помещении блок-бокса технологического – В-1а по
классификации «Правил устройства электроустановок» (ПУЭ-2002).
Категория и группа взрывоопасной смеси IIA-T3 по ГОСТ Р 51330.0-99.
Тип СИ
17675-09
45115-10
47355-11
16856-08
28456-09
trial-11
Таблица 1 – Средства измерений, устанавливаемые в системы измерения нефти и газа
ГЗУ ГКС
Номер
Госреестра
45115-10
46359-11
Преобразователи расхода попутного нефтяного газ
Расходомер-счетчик вихревой объемный YEWFLODY (модификация
ГЗУ ГКС B)
Счетчик-расходомер массовый MicroMotion. Мод. F (модификация ГЗУ
ГКС А)
Преобразователи расхода жидкости
Счетчик-расходомер массовый MicroMotion (модификация F)
Влагомер
Влагомер поточный Phase Dynamics модели F
Измеритель обводненности Red Eye модели Red Eye 2G, Red Eye
Multiphase.
Контроллер
Контроллерынаосновеизмерительныхмодулей(SCADAPack
(контроллер) и 5000 (модули))
Датчики давления
26803-11
32776-06
Преобразователи давления измерительные EJX530A, фирмы Yokogawa
Electric Corporatiоn
Датчики температуры
Термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом ТСПУ
Метран-270,
Средства измерения показывающие
Манометры показывающие для точных измерений МПТИ
Термометры биметаллические показывающие
Системы измерения нефти и газа ГЗУ ГКС включают в себя блок-бокс
технологический, блок-бокс аппаратный.
В состав блок-бокса технологического входят:
−блок переключателя;
−блок измерительный;
−блок дозирования реагентов (опционально).
Программное обеспечение
Программное обеспечение является встроенным. Преобразование измеряемых
величин и обработка измерительных данных выполняется с использованием внутренних
аппаратныхипрограммныхсредств.Программноеобеспечениехранитсяв
энергонезависимой памяти. Программная среда постоянна, отсутствуют средства и
пользовательский интерфейс длясчитывания,программирования и изменения
программного обеспечения.
Всё программное обеспечение является метрологически значимым.
Лист № 3
Всего листов 5
Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 2.
Таблица 2 – Идентификационные данные программного обеспечения систем измерения
нефти и газа ГЗУ ГКС
наименование
обеспечения
Номер версии
номер)
обеспечения
Цифровой
Идентификацион-ное
(идентификационный
идентификатор
программного
обеспечения
программного
программного
(контрольная сумма
исполняемого кода)
Алгоритм
вычисления
цифрового
идентификатора
программного
обеспечения
ГЗУ-ГКС1.04531CRC16
Защита программного обеспечения от преднамеренных и непреднамеренных
изменений соответствует уровню «С» – метрологически значимая часть ПО систем и
измеренные данные достаточно защищены
с помощью специальных средств защиты от
преднамеренных изменений.
Метрологические и технические характеристики
Диапазон измеряемого массового расхода сырой нефти и объемного расхода
попутного нефтяного газа определяется типоразмером применяемых преобразователей
расхода
Измеряемая средапродукция нефтяных скважин (газожидкостная смесь)
Количество входов для подключения скважинот 1 до 14
Избыточное давление, МПа, не более 10
Температура рабочей среды,
о
С от минус 10 до 90
Кинематическая вязкость сырой нефти, м
2
/с от 1·10
-6
до 150·10
-6
Плотность сырой нефти, кг/м
3
от 680 до 1100
Массовый расход сырой нефти, т/сутот 4 до 400
Объемный расход попутного нефтяного газа
в нормальных условиях, м
3
/сутот 5 до 225000
Значение газового фактора в нормальных условиях, м
3
/тот 10 до 25000
Объемная доля воды в сырой нефти, %, не более 100
Содержание сероводорода, %, не более 2
Пределы допускаемой относительной погрешности
систем, %, не более, при измерении:
- массы и массового расхода сырой нефти± 2,5
- массы и массового расхода сырой нефти без учета воды
при содержании воды в сырой нефти (в объемных долях):
1) до 70 %± 6
2) от 70 до 95 % ± 15
3) от 95 до 97 % ± 25
4) от 97 до 98 % ± 40
- объема и объемного расхода попутного нефтяного газа± 5
Напряжение электропитания, В
Частота напряжения электропитания, Гц 50±1
Габаритные размеры и масса блоков в зависимости от
типоразмера и варианта исполнения
Срок службы, лет не менее 10
Средняя наработка на отказ, ч, не менее 100000
Условия эксплуатации:
- температура окружающего воздуха,
о
С от минус 60 до 50
- относительная влажность окружающей среды, % до 100
Лист № 4
Всего листов 5
Знак утверждения типа
наносят на металлическую маркировочную табличку, крепящуюся снаружи блок-бокса
технологического и аппаратного, методом фотохимического травления или аппликацией, а
также типографическим или иным способом на титульные листы руководства по
эксплуатации и паспорта.
Комплектность средства измерений
Блок-бокс технический
Блок-бокс аппаратный
Комплект ЗИП
Руководство по эксплуатации
Паспорт
Методика поверки
1 шт.
1 шт.
1 компл.
1 экз.
1 экз.
1 экз.
Поверка
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0028-13 МП «Инструкция. ГСИ. Системы
измерения нефти и газа ГЗУ ГКС». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ОП
ГНМЦ «ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань в 2013 г.
Перечень эталонов применяемых при поверке:
1. Установкаповерочнаямассоизмерительнаяспределамидопускаемой
относительной погрешности, не более:
- измерений массы и массового расхода жидкости ± 0,15%;
- измерений объема и объемного расхода газа ± 1,5%.
2. Термостат жидкостный Термотест-100 (Гостреестр № 39300-08).
3. Термометр сопротивления платиновый вибропрочный эталонный ПТСВ-1-2
(Госреестр № 32777-06).
4. Калибратор многофункциональный MC5-R (Госреестр № 22237-08)
5. Комплект средств поверки влагомеров и преобразователей влагосодержания
нефти. Установки поверочные дистилляционные (Госреестр № 10496-86);
6. Установка для поверки влагомеров УПВ (ТУ 4318-021-25567981-2002).
Примечание: допускается применение других эталонных средств и поверочного
оборудования с аналогичными или лучшими характеристиками.
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений изложена
в документе «ГСИ. Масса сырой нефти и
объема
нефтяного газа. Методика измерений системой измерений нефти и газа ГЗУ ГКС»,
аттестована ОП ГНМЦ ОАО «Нефтеавтоматика» 28.05.2013 г.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системам
измерения нефти и газа ГЗУ ГКС:
1. ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр
нефти
и
нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования.
2. ТехническаядокументацияфирмыООО«Научно-производственное
предприятие «ГКС».
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования
обеспечения единства измерений
осуществление торговли и товарообменных операций.
Лист № 5
Всего листов 5
Изготовитель
ООО «Научно-производственное предприятие «ГКС»
(ООО «НПП «ГКС»)
420111, г. Казань, ул. Петербургская д.50,
тел. (843) 211-70-00, факс (843) 211-70-01, E-mail:
Испытательный центр
Государственный центр испытаний средств измерений Обособленное подразделение
Головной научный метрологический центр ОАО «Нефтеавтоматика» в г. Казань,
420029, РТ, г. Казань, ул. Журналистов, д.2а;
Тел/факс: (843) 295-30-47; 295-30-96; 272-47-86;
E-mail:
,
Аттестат аккредитации ГЦИ СИ ОП ГНМЦ «ОАО «Нефтеавтоматика» по проведению
испытаний средств измерений в целях утверждения типа № 30141-10 от 01.03.2010 г.
Заместитель Руководителя
Федерального агентства
по техническому регулированию и метрологииФ.В. Булыгин
«____» ____________ 2013 г.
М.п.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 65004-16 | Приборы для измерения артериального давления | UA-100, UA-200 | Фирма "Wenzhou Bokang Instruments Co., Ltd.", Китай | 2 года | Перейти |
| 64126-16 | Системы измерительные автоматизированные учета воды | АСУВ \"НемоАква | ООО "Альянс Электро", г.С.-Петербург | 4 года | Перейти |
| 29066-05 | Системы оптические измерительные | FTB-400 | Фирма "EXFO Electro-Optical Engineering Inc.", Канада | 1 год | Перейти |
| 17352-98 | Счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока трехфазные статические | ПСЧ-4 ТА | ЗАО "Дальневосточные сервисные торговые системы", г.Хабаровск | 6 лет | Перейти |
| 43995-10 | Системы видеофиниша компьютерные | OPTIc | Фирма "Alge-Timing, GmbH", Австрия | 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