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
Установка измерительная нефти и нефтяного газа Нет данных, ГРСИ 67384-17
Номер госреестра:
67384-17
Наименование СИ:
Установка измерительная нефти и нефтяного газа
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "ИМС Индастриз", г.Видное
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 005
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 65924
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 4
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Установка измерительная нефти и нефтяного газа
Назначение средства измерений
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 средства измерений
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
Лист № 2
Всего листов 4
Таблица 1
Регистрационный номер в в
Наименование средств измерений
Федеральном информацион-
ном фонде по обеспечению
единства измерений
Средства измерений массы и массового расхода сырой нефти и попутного нефтяного газа:
Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion45115-16
(мод.CMF 300; F 200)
Средства измерений содержания объемной доли воды в сырой нефти*:
Влагомеры сырой нефти ВСН-2 (мод. ВСН-2-50-100)24604-12
Влагомеры поточные L и F (мод. F)56767-14
Влагомеры сырой нефти ВОЕСН32180-11
Измерители обводненности Red Eye® (мод. 2G)47355-11
Средства измерений и показывающие средства измерений избыточного давления:
Датчики избыточного давления Метран-15032854-13
Манометры показывающие МПА-Кс50119-12
Средства измерений и показывающие средства измерений температуры:
Термопреобразователи с унифицированным выходным сиг-38548-13
налом Метран-2700
Система сбора и обработки информации:
Системы управления модульные B&R X2057232-14
* 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
Значение
AgzuIMS-C
не ниже 3.71.1
--
Уровень защиты ПО системы от непреднамеренных и преднамеренных изменений
в соответствии с Р 50.2.077-2014 «высокий».
Метрологические и 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
Наименование характеристикиЗначение
Верхний предел измерений дебита скважины по жидкости, т/сут 250
Максимальное количество попутного нефтяного газа приведенного к
стандартным условиям на тонну нефти (газовый фактор), м
3
/т2000
Лист № 3
Всего листов 4
Наименование характеристикиЗначение
Пределы допускаемой относительной погрешности установки, %, при измерении:*
массы сырой нефти ±2,5
массы сырой нефти без учета воды:
- при содержании объемной доли воды до 70 % включ. ±6,0
- при содержании объемной доли воды от св. 70 до 95 % включ. ±15,0
- при содержании объемной доли воды св. 95 % устанавливается в
методике измере-
ний
объема попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям±5,0
Параметры измеряемой среды:
Измеряемая среданефтегазоводяная
смесь
Объемная доля воды в сырой нефти, %, не более98
Диапазон рабочего избыточного давления, МПа от 1,2 до 10,0
Диапазон температуры рабочей среды,
о
С от -5 до +20
Диапазон кинематическойвязкости нефти при +20 °С, сСт от 1 до 150
Диапазон плотности сырой нефти, кг/м
3
от 690 до 1100
Диапазон плотности нефти обезвоженной, дегазированной, кг/м
3
от 690 до 860
Плотность пластовой воды, кг/м
3
, не более 1407
* Погрешности нормированы для нормальных условий испытаний на эталонах, аттестован-
ных в установленном порядке
+5
Таблица 4 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Максимальное количество подключаемых скважин
Режим работы
Значение
6
Постоянный
/периодический
Условия эксплуатации:
-температура в помещениях измерительной установки
о
С, не ниже
Параметры электрического питания:
- напряжение переменного тока, В
- частота переменного тока, Гц
Потребляемая мощность, кВ·А, не более
Средний срок службы, лет
220±22, 380±38
50±1
50
15
Знак утверждения типа
наносится типографским или иным способом на титульных листах руководства по
эксплуатации и паспорт.
Комплектность средства измерений
Таблица 5 - Комплектность поставки*
НаименованиеОбозначениеКоличество
Установка, заводской номер 005 1 шт.
Комплект запасных частей, инстру- 1 шт.
ментов и принадлежностей
Руководство по эксплуатации0801.00.00.000 РЭ1 экз.
Методика поверкиМП 0561-9-20171 экз.
Паспорт0801.00.00.000 ПС1 экз.
*Комплект поставки установки может дополняться по условиям контракта.
Лист № 4
Всего листов 4
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 методиках (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 и технические документы, устанавливающие требования к установке
измерительной нефти и нефтяного газа
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
Техническая документация изготовителя
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «ИМС Индастриз» (ООО «ИМС Индастриз»)
ИНН 7736545870
Адрес: 142703, Московская область, Ленинский район, г. Видное, ул. Донбасская, д. 2,
стр. 10. ком. 611
Почтовый адрес: 117312, г. Москва, ул. Вавилова, д.47а
Тел./факс: (495) 221-10-50/(495) 221-10-51
E-mail:
Испытательный центр
Федеральноегосударственноеунитарноепредприятие«Всероссийскийнаучно-
исследовательский институт расходометрии»
Адрес: 420088, Республика Татарстан, г. Казань, ул.2-я Азинская, 7А
Тел.(843)272-70-62, факс 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 метрологииС.С. Голубев
М.п.« ___ » _______________ 2017 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 58573-14 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО "ДКС" г. Тверь | Нет данных | ООО "СТАНДАРТ", г.Нижний Новгород | 4 года | Перейти |
| 79006-20 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "НЭК" (4 очередь) | ООО "Новая энергетическая компания", г.Краснодар | 4 года | Перейти | |
| 42339-09 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 220 кВ "Трубеж" - АИИС КУЭ ПС 220 кВ "Трубеж" | Нет данных | ЗАО "Метростандарт", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 36229-07 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Дробмаш" | Нет данных | ООО "ЭнергоСнабСтройСервис-Холдинг", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 49463-12 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО "Алтайкрайэнерго" (учет по границе с ОАО "ФСК ЕЭС") | Нет данных | ЗАО ИТФ "Системы и технологии", г.Владимир | 4 года | 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