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
Установки передвижные для измерений количества сырой нефти и попутного нефтяного газа УИСН-П, ГРСИ 61294-15
Номер госреестра:
61294-15
Наименование СИ:
Установки передвижные для измерений количества сырой нефти и попутного нефтяного газа
Обозначение типа:
УИСН-П
Производитель:
ООО "ИМС Индастриз", г.Москва; ООО "Системы Нефть и Газ", г.Щелково, Московская обл.; ООО "Домодедовский опытный машиностроительный завод", г.Домодедово, Московская обл.
Межповерочный интервал:
3 года
Сведения о типе СИ:
Срок свидетельства
Срок свидетельства:
11.08.2021
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 59466
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 9
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
(в редакциях, утвержденных приказами Росстандарта № 727 от 06.06.2016 г.,
№ 2463 от 26.11.2018 г.)
Установки передвижные для измерений количества сырой нефти и попутного
нефтяного газа УИСН-П
Назначение средства измерений
Установки передвижные для измерений количества сырой нефти и попутного нефтяного
газа УИСН-П (далее – установки) предназначены для измерений количества извлекаемой из
недр сырой нефти и нефтяного газа.
Описание средства измерений
Принцип действия установок основан на сепарации жидкой и газообразной фаз сырой
нефти и измерениях массы сепарированной жидкости с помощью массовых расходомеров, объ-
ема сепарированного газа с помощью объемных расходомеров газа. Содержание объемной доли
воды в сепарированной жидкости измеряется поточным преобразователем влагосодержания
или вычисляется по результатам измерений плотностей сырой нефти, воды и обезвоженной
нефти. Остаточное газосодержание нефти после сепарации оценивается по специальному алго-
ритму, приведенному в методике измерений и реализованному в программном обеспечении ус-
тановки. После измерений сырая нефть и нефтяной газ попадают в смеситель и, далее, в неф-
тесборный коллектор.
Установки могут применяться для измерений количества сырой нефти и нефтяного газа
на одиночных скважинах и в составе групповых измерительных установок на кусте скважин.
Конструктивно установки состоят из технологического блока и аппаратного отсека с из-
мерительно-вычислительным комплексом (далее - ИВК), размещенных в едином блок-боксе.
Установки устанавливаются на шасси автомобиля повышенной проходимости или автомобиль-
ного прицепа.
Установки обеспечивают выполнение следующих функций:
-
сепарацию продукции скважины при рабочем давлении в нефтегазовом сепараторе
для последующих измерений;
-
непрерывноеавтоматическоеизмерениемассысыройнефтисчетчиками-
расходомерами массовыми;
-
непрерывное автоматическое измерение плотности сырой нефти поточными преоб-
разователями плотности или счетчиками-расходомерами массовыми;
-
непрерывное автоматическое измерение объемной доли воды в сепарированной
жидкости поточным преобразователем влагосодержания или вычисление содержания объемной
доли воды по результатам измерения плотностей сырой нефти, пластовой воды и нефти;
-
непрерывное автоматическое измерение объема сепарированного свободного нефтя-
ного газа объемным расходомером свободного нефтяного газа;
-
непрерывное автоматическое измерение давления и температуры жидкости и газа на
входе и выходе установки датчиками давления и температуры;
-
визуальный контроль давления и температуры жидкости и газа манометрами и тер-
мометрами на входе и выходе установки и газовом сепараторе;
-
отбор в дискретно-непрерывном режиме жидкости автоматическим пробоотборни-
ком (дополнительная опция);
-
периодический отбор проб жидкости ручным пробоотборником;
-
автоматическое измерение и регулирование уровня жидкости в сепараторе;
-
вычисление массы нефти без учета воды;
Лист № 2
Всего листов 9
-
вычисление дебита нефтедобывающей скважины по жидкости, сырой нефти без уче-
та воды, газу и воде;
-
отображение измеряемых и вычисляемых значений на дисплее на рабочем месте
оператора;
-
регистрацию и хранение информации о результатах измерений количества и пара-
метров сырой нефти по скважине за период не менее одного года;
-
создание и ведение электронного журнала событий;
–защита программного обеспечения установки от несанкционированного доступа
системой паролей.
Общий вид установки представлен на рисунке 1.
Рисунок 1 - Общий вид Установки
Пломбирование и защита от несанкционированного доступа показано на рис. 2
Рисунок 2 - Пломбирование шкафа с измерительно-вычислительным комплексом
Установки выпускаются в различных модификациях, отличающихся диапазонами изме-
рений расхода жидкости и газа, приведенного к стандартным условиям, но имеющие одинако-
вые метрологические характеристики. Сведения о модификациях установок представлены в
таблице 1. Установки на предельное рабочее давление до 4,0 МПа обозначены как УИСН-П-Х.
Установки на предельное рабочее давление до 6,3 МПа обозначены как УИСН-П-Х-6,3, где Х –
суточный дебит жидкости, т/сут.
Лист № 3
Всего листов 9
от 1 до 50
от 4 до 125
УИСН-
П-100
от 0,008
до 4,17
(от 0,2 до
100)
от 1 до 50
от 4 до 125
от 10 до
400
от 20 до
650
от 1 до 200
от 4 до 350
от 1 до 200
УИСН-
П-400-
6,3
от 0,075
до 16,67
(от 1,8 до
400)
от 4 до 350
от 40 до
1600
УИСН-
П-400-
6,3
от 0,075
до 16,67
(от 1,8 до
400)
от 62,5 до
2500
счетчик-расходомер массовый
Micro Motion; расходомер
массовый Promass; расходо-
мер массовый I/A Series с пре-
образователями расхода
СFS10, CFS20 и измеритель-
ными преобразователями
СFT50, CFT51, счётчик-
расходомер массовый Элмет-
ро-Фломак
счетчик газа ультразву-
ковой СГУ (ДРУ); счет-
чик газа ультразвуковой
ГУВР-011; расходомер-
счетчик газа ультразву-
ковой Turbo Flow UFG;
расходомер ультразвуко-
вой ГиперФлоу-УС; рас-
ходомер-счетчик ультра-
звуковой OPTISONIC
7300; счетчик газа
КТМ600 РУС
Средства измерения расхода среды
вок
расхода
газа при
Таблица 1 – Модификации установок
Диапазон
Модели
Диапазон расхода
устано-
жидкости, рабочих
т/ч (т/сут)условиях,
м
3
/ч
жидкостьгаз
от 10 до
400
от 20 до
650
УИСН- от 0,008
П-100- до 4,17
6,3(от 0,2 до
100)
от 40 до
1600
от 0,075
до 16,67
(от 1,8 до
УИСН-400)
П-400
от 0,075
до 20,833
(от 1,8 до
500)
от 62,5 до
2500
Лист № 4
Всего листов 9
от 40 до
1600
от 250 до
6300
УИСН-
П-1500
от 4,17 до
62,5
(от 100 до
1500)
от 250 до
9500
от 40 до
1600
от 250 до
6300
УИСН-
П-1500-
6,3
от 4,17 до
62,5
(от 100 до
1500)
от 250 до
9500
счетчик-расходомер массовый
Micro Motion; расходомер мас-
совый Promass; расходомер
массовый I/A Series с преобра-
зователями расхода СFS10,
CFS20 и измерительными пре-
образователями СFT50, CFT51,
счётчик-расходомер массовый
Элметро-Фломак
счетчик газа ультразву-
ковой СГУ (ДРУ); счет-
чик газа ультразвуковой
ГУВР-011; расходомер-
счетчик газа ультразву-
ковой Turbo Flow UFG;
расходомер ультразву-
ковой ГиперФлоу-УС;
расходомер-счетчик
ультразвуковой
OPTISONIC 7300; счет-
чик газа КТМ600 РУС
Моде-
ли ус-
тановок
Окончание таблицы 1 – Модификации установок
ДиапазонСредства измерения расхода среды
Диапазонрасхода
расходагаза при
жидкости,рабочих
жидкостьгаз
т/ч (т/сут)условиях,
м
3
/ч
Перечень всех средств измерений, которыми могут быть комплектованы установки,
представлен в таблице 2.
1
2
3
4
5
Таблица 2 – Перечень СИ, используемых в установках
п/п
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
Наименование СИ
Счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF с измерительным преобразова-
телем 2700
Счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели F с измерительным преобразователем
2700
Расходомер массовый Promass с первичным преобразователем расхода Promass I и элек-
тронным преобразователем 83
Расходомер массовый Promass с первичным преобразователем расхода Promass E и элек-
тронным преобразователем 83
Расходомер массовый I/А Series с преобразователями расхода СFS10, CFS20 и измеритель-
ными преобразователями CFT50, CFT51
Влагомер поточный модели ПВН-615.001 (модификации «С»)
Влагомер сырой нефти ВСН-2
Влагомер поточный модели F
Влагомер сырой нефти ВОЕСН
Влагомер поточный RED EYE модели RedEye 2G
Влагомер поточный RED EYE модели Multiphase
Датчик давления Метран-100
Датчик давления Метран-150
Датчики давления Метран-75
Термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом Метран 2700
Преобразователи давления AUTROL мод. APT3100, APT3200
Преобразователь измерительный 644
Преобразователи измерительные АТТ2100
Термометры цифровые малогабаритные ТЦМ 9410
Лист № 5
Всего листов 9
п/пНаименование СИ
20Манометр для точных измерений МТИ
21Термометр стеклянный ртутный лабораторный ТЛ-4 № 1
22Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 № 2
23Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 № 3
24Уровнемер OPTIFLEX 1300C
25Уровнемер контактный микроволновый VEGAFLEX 61
26Счетчик газа ультразвуковой ГУВР-011
27Расходомер ультразвуковой ГиперФлоу-УС
28Расходомер-счетчик газа ультразвуковой Turbo Flow UFG
29Преобразователь плотности жидкости измерительный модели 7845
30Расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 7300
31Счетчик газа КТМ600 РУС
32Дифманометр сильфонный показывающий ДСП-160
33Счетчики газа ультразвуковые СГУ (ДРУ)
34 Счетчик-расходомер массовый Элметро -Фломак
35 Термопреобразователи универсальные ТПУ 0304
36Преобразователи давления измерительные АИР-20/М2
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее – ПО) установок выполняет следующие функции:
-
вычисление параметров массы, объема, расхода, температуры, давления, плотности,
коэффициентов среды;
-
обмен данными с контроллером УСО;
-
преобразование параметров входных электрических сигналов в значения величин;
-
контроль значений величин;
-
представление учетной информации в виде отчетов (оперативный, сменный, суточный,
на партию жидкости);
-
создание и ведение архивов учетной информации;
-
создание и ведение журналов событий;
-
определение контрольной суммы CRC32 исполняемого файла программы;
-
защита от несанкционированного доступа системой паролей;
-
управление автоматическим пробоотборником;
-
автоматическое и ручное дистанционное управление приводами регуляторов расхода.
Идентификационные данные ПО приведены в таблице 3.
Таблица 3 – Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки)
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер)
Цифровой идентификатор ПО
Значение
0458.01.02УИСН-П
0458.01.02 0795.01.02
4A29C4AA106E2F03
Защита программного обеспечения установок от преднамеренных и непреднамеренных
изменений соответствует уровню «высокий» по Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств из-
мерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения». Применен-
ные специальные средства защиты в достаточной мере исключают возможность несанкциони-
рованной модификации, обновления (загрузки), удаления и иных преднамеренных изменений
метрологически значимой части ПО и измеренных (вычисленных) данных.
Лист № 6
Всего листов 9
Метрологические и технические характеристики
Метрологические характеристики установок приведены в таблице 4.
±15,0
Таблица 4 – Метрологические характеристики установок
Наименование характеристики
Значение
характеристики
±2,5
±6,0
Пределы допускаемой относительной погрешности при
измерении:
- массы сырой нефти, %
- массы сырой нефти без учета воды при содержании во-
ды в сырой нефти до 70 % в объемных долях, %
- массы сырой нефти без учета воды при содержании во-
ды в сырой нефти от 70 % до 95 % в объемных долях, %
- массы сырой нефти без учета воды при содержании во-
ды в сырой нефти свыше 95 % в объемных долях, %
- объема свободного нефтяного газа, %
не нормируется
±5,0
Технические характеристики установок приведены в таблице 5.
от -10 до +85*
10*
от 0 до 100*
от 785,0 до 1200*
0,5*
150(800)*
2 (6)*
от 15 до 25
Таблица 5 – Технические характеристики установок.
Наименование характеристики
Измеряемая среда
Диапазон измерений массового расхода сырой
нефти, т/ч (т/сут)
Диапазон измерений объемного расхода газа при рабочих
условиях, м
3
/ч (м
3
/сут)
Значение
характеристики
сырая нефть и
свободный нефтяной газ
от 0,008 до 62,5*
(от 0,2 до 1500)*
от 1 до 9500*
(от 24 до 228000)*
Характеристики рабочей жидкости (сырая нефть):
-
диапазон рабочей температуры,
о
С
-
давление рабочей среды, МПа, не более
-
диапазон объемной доли воды в сырой нефти, %
-
диапазон плотности сырой нефти, кг/м
3
-
содержание механических примесей в сырой нефти, %,
не более
-
кинематическая вязкость сырой нефти при 20 °С, сСт,
не более
-
массовая доля сероводорода, % объемные доли, не бо-
лее
-
содержание парафинов, %, не более
-
массовая концентрация хлористых солей, мг/дм
3
6,0*
310000
Параметры электрического питания:
- род тока
- напряжение, В
- частота, Гц
- потребляемая мощность, кВт, не более
+
38
переменный
380
-
57
50,0 ± 1,0
20
Условия эксплуатации:
-температураокружающейсреды
в аппаратном и технологическом отсеках,
о
С
- относительная влажность окружающего воздуха при
температуре 15 °С, %, не более
- рабочий диапазон атмосферного давления, кПа
96
от 84 до 106,7
Лист № 7
Всего листов 9
Наименование характеристики
Значение
характеристики
Габаритные размеры, мм, не более:
- длина
- ширина
- высота
Масса, кг, не более
8500
2600
3990
12 000
Срок службы, лет
10
12000
Средняя наработка на отказ по функции измерения коли-
чества сырой нефти и нефтяного газа, ч, не менее
* Определяется комплектацией УИСН-П
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации методом компьютерной гра-
фики и на паспортную табличку методом офсетной печати.
Комплектность средства измерений
Количество
1 шт.
1 шт.
1 экз.
1 экз.
Таблица 6 - Комплектность средства измерений.
НаименованиеОбозначение
Установка для измерений количества
сырой нефти и свободного нефтяного
газа УИСН-П
Комплект запасных частей,
инструментов и принадлежностей
Руководство по эксплуатации
Руководство оператора
Паспорт
Методика поверкиМП 0221-9-2015
*Комплект поставки установки может дополняться по условиям контракта.
Поверка
осуществляется по документу МП 0221-9-2015 «ГСИ. Инструкция. Установки передвижные для
измерений количества сырой нефти и попутного нефтяного газа УИСН-П. Методика поверки»,
утвержденному ФГУП «ВНИИР» 30 марта 2015 г.
Основные средства поверки:
-
Государственный первичный специальный эталон массового расхода многофазной
среды ГЭТ-195-2011 (далее ГЭТ - 195), диапазон воспроизведения:
массового расхода газожидкостной смеси (далее - ГЖС) от 2 до 110 т/ч;
объемного расхода газа, приведенного к стандартным усло- от 0,1 до 250,0 м
3
/ч;
виям
расширенная неопределенность (при коэффициенте охвата k = 2) воспроизведения:
массового расхода ГЖС0,46 %;
объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям0,38 %.
-
Рабочий эталон единицы массового расхода газожидкостных смесей 1-го разряда по
ГОСТ 8.637-2013 в диапазоне массового расхода жидкости от 0,02 т/ч до 27,00 т/ч и объемного
расхода газа от 0,4 м
3
/ч до 700 м
3
/ч.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Лист № 8
Всего листов 9
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений приведена в документе «ГСИ. Масса сырой нефти и объем попут-
ного нефтяного газа. Методика измерений установками передвижными для измерений количе-
ства сырой нефти и попутного нефтяного газа УИСН-П» (свидетельство об аттестации
№01.00257-2013/2009-15от9февраля2015г.,зарегистрированавФРпод
№ ФР.1.29.2015.21153).
Методика измерений приведена в документе «ГСИ. Дебит скважин по нефти и попутно-
му нефтяному газу. Методика измерений установками передвижными для измерений количест-
ва сырой нефти и попутного нефтяного газа УИСН-П» (свидетельство об аттестации
№01.00257-2013/10109-17от13июля2017г.,зарегистрированавФРпод
№ ФР.1.29.2017.27983).
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к установке пере-
движной для измерений количества сырой нефти и попутного нефтяного газа УИСН-П
ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и попутного
нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования
ГОСТ 8.637-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений мас-
сового расхода многофазных потоков
ТУ 3667-0458-97243614-2010 Установки передвижные для измерений количества сырой
нефти и попутного нефтяного газа УИСН-П
Изготовитель
ООО «ИМС Индастриз»
ИНН 7736545870
Адрес: 142703, Московская обл., Ленинский район, г. Видное, ул. Донбасская, д.2,
стр.10, ком.611
Тел.: +7 (495) 775-77-25, 221-10-50
E-mail:
ООО «Системы Нефть и Газ»
ИНН 5050024775
Адрес: 141100, Московская область, г. Щелково, ул. Заводская, д.1, корп.1
Тел.: +7 (495) 995-01-53, 995-52-50; тел./факс: +7 (495) 741-21-18
E-mail:
ООО «Домодедовский опытный машиностроительный завод»
ИНН 7710535349
Адрес: 142005, Московская область, г. Домодедово, ул. Кирова, 27
Тел./факс: +7 (495) 788-57-81
E-mail:
ООО «Системы Нефть и Газ Балтия»
ИНН 3908036487
Адрес: 236039 г. Калининград, ул. Портовая 41
Тел.: +7 (4012) 63-12-47, факс: +7 (4012) 47-41-84
E-mail:
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью «Нефтяные и Газовые Измерительные Тех-
нологии» (ООО «НГИТ»)
Адрес: 143026, г. Москва, территория Сколково Инновационного Центра, ул. Нобеля,
дом 7, помещение 73
Тел.: +7 (499) 519-64-48
Лист № 9
Всего листов 9
Испытательный центр
Федеральноегосударственноеунитарноепредприятие«Всероссийскийнаучно-
исследовательский институт расходометрии»
Адрес: 420088, Республика Татарстан, г. Казань, ул.2-я Азинская, 7А
Тел.: +7 (843) 272-70-62
Факс: +7 (843) 272-00-32
E-mail:
Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИР» по проведению испытаний средств измерений
в целях утверждения типа № RA.RU.310592 от 24.02.2015 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииА.В. Кулешов
М.п.« ___ » _______________ 2018 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 30334-05 | Система измерений количества и показателей качества нефти резервуарного парка ОАО "Куйбышевский НПЗ" | Нет данных | Фирма "Saab Rosemount Tank Control", Швеция | 5 лет | Перейти |
| 32269-06 | Система измерений количества и показателей качества нефти № 512 | Нет данных | ЗАО "ИМС Инжиниринг", г.Москва | 1 год | Перейти |
| 36708-13 | Счетчики газа диафрагменные с встроенной механической температурной компенсацией | BK-G40T, BK-G65T, BK-G100T | Фирма "Elster s.r.o.", Словакия | 8 лет | Перейти |
| 75628-19 | Система измерительная АСУТП установки гидрокрекинга тит. 092/1 АО "ТАНЕКО" | Нет данных | АО "ТАНЕКО", г.Нижнекамск | 2 года | Перейти |
| 45746-10 | Установки для поверки расходомеров и счетчиков жидкости | ОПУС-01 | ЗАО "Тепловизор Пром", г.Москва | 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