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
Автоматизированная групповая замерная установка АГЗУ-4,0-10-400-П, ГРСИ 67798-17
Номер госреестра:
67798-17
Наименование СИ:
Автоматизированная групповая замерная установка
Обозначение типа:
АГЗУ-4,0-10-400-П
Производитель:
ООО "ИМС Индастриз", г.Видное
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 623/2015
Описание типа:
Методика поверки:
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 66348
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 4
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Автоматизированная групповая замерная установка АГЗУ-4,0-10-400-П
Назначение средства измерений
Автоматизированная групповая замерная установка АГЗУ-4,0-10-400-П (далее - АГЗУ)
предназначена для 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 АГЗУ заключается в разделении нефтегазоводяной смеси
на жидкую (сырая нефть) и газовую (попутный нефтяной газ) фазы с помощью сепаратора
и последующим измерении массы сырой нефти и объема попутного нефтяного газа.
Массовый расход, масса и плотность сырой нефти измеряется прямым методом
динамических измерений с применением расходомера массового Promass исполнения 40Е
(далее - РМ), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению
единства измерений под № 15201-11.
Объемный расход и объем попутного нефтяного газа в рабочих условиях (при давлении
и температуре сепарации) измеряется прямым методом динамических измерений с применением
датчика расхода газа «DYMETIC-1223M», тип зарегистрирован в Федеральном информационном
фонде по обеспечению единства измерений под № 57997-14. Приведение измеренного объема
попутного нефтяного газа к стандартным условиям осуществляется по алгоритму, реализованному
в системе сбора и обработки информации (СОИ) АГЗУ.
Содержание объемной доли воды в сырой нефти измеряется/определяется одним
из трех способов:
- прямым методом динамических измерений с применением влагомера сырой нефти
ВОЕСН, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства
измерений под № 32180-11;
- косвенным методом динамических измерений по результатам измерений РМ 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 АГЗУ 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.
Давление измеряемой среды измеряется в автоматическом режиме прямым методом
динамических измерений с применением датчиков давления Метран-150 моделей 150ТА и
150TG, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства
измерений под № 32854-13. Кроме того, для измерений и индикации давления используются
манометры избыточного давления показывающие МП-У модификации МП-3У, тип зарегистрирован
в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 10135-15.
Температура измеряемой среды измеряется в автоматическом режиме с применением
преобразователей температуры Метран-280-Ех модели Метран-286-Ех с номинальной статической
характеристикой преобразования (НСХ) типа «Pt100», тип зарегистрирован в Федеральном
информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 23410-13.
Лист № 2
Всего листов 4
СОИ АГЗУ реализована на основе системы управления модульной B&R X20, тип
зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений
под №57232-14, и выполняет функции опроса первичных преобразователей, преобразования их
сигналов из аналоговых в цифровые, расчета выходных величин, формирования отчетов.
Общий вид АГЗУ представлен на рисунке 1.
Рисунок 1
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 1 - 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.br
не ниже 3.71.1
--
Уровень защиты ПО АГЗУ от непреднамеренных и преднамеренных изменений
«высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Метрологические и технические характеристики
Наименование параметра
Таблица 2 - Метрологические характеристики АГЗУ
Верхний предел измерений дебита скважины по жидкости, т/сут
Максимальное количество попутного нефтяного газа приведенного
к стандартным условиям на тонну нефти (газовый фактор), м
3
/т
Значение
параметра
360
35,8
Лист № 3
Всего листов 4
Окончание таблицы 2
Наименование параметра Значение
параметра
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 % ±6,0
- при содержании объемной доли воды от 70 до 90 % ±15,0
Объема попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям ±5,0
____________
* Погрешности нормированы для нормальных условий испытаний на эталонах, аттестованных
в установленном порядке
Наименование показателя/параметра
Значение показателя/параметра
Таблица 3 - Основные технические характеристики АГЗУ
4,0
от +10 до +30
90
600
28,63
от 910 до 1120
от 860 до 900
от 1001 до 1143
10
Постоянный /периодический
Рабочее избыточное давление, МПа, не более
Температура рабочей среды, °С
Содержание воды в trial нефти, %, не более
Вязкость кинематическая нефти, мм
2
/с:
- при 20 °С
- при 30 °С
Плотность сырой нефти, кг/м
3
Плотность нефти обезвоженной, дегазированной, кг/м
3
Плотность пластовой воды, кг/м
3
Максимальное количество подключаемых скважин
Режим работы
Параметры электропитания
- частота переменного тока, Гц
- напряжение переменного тока, В
- потребляемая мощность, кВ∙А, не более
50±1
220±22, 380±38
50
Знак утверждения типа
наносится типографским или иным способом на титульных листах руководства по эксплуатации
и паспорт.
Комплектность средства измерений
Количество
1 шт.
1 шт.
1 экз.
1 экз.
1 экз.
Таблица 4 - Комплектность поставки*
НаименованиеОбозначение
Автоматизированная групповая заводской номер
замерная установка АГЗУ-4,0-10-400-П 623/2015
Комплект запасных частей,
инструментов и принадлежностей
Руководство по эксплуатации0762.00.00.000 РЭ
Методика поверки МП 0440-9-2016
Паспорт0762.00.00.000 ПС
*Комплект поставки АГЗУ может дополняться по условиям контракта.
Лист № 4
Всего листов 4
Поверка
осуществляется по документу МП 0440-9-2016 «Инструкция. ГСИ. Автоматизированная
групповая замерная установка АГЗУ-4,0-10-400-П. Методика поверки», утвержденному
ФГУП «Trial» 10 марта 2016 г.
Основные средства поверки:
рабочие эталоны 1-го и 2-го разряда по ГОСТ 8.637-2013.
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 «Инструкция. ГСИ. Количество нефти
и нефтяного газа, извлекаемых из недр. Методика измерений с применением установки
измерительной нефти и нефтяного газа» (Свидетельство об аттестации 01.00257-2013/4709-16
от 08 июня 2016 г., выдано ФГУП «ВНИИР», номер в Федеральном информационном фонде
по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2016.25282)
Нормативныеи техническиедокументы, устанавливающиетребованияк автоматизированной
групповой замерной установке АГЗУ-4,0-10-400-П
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
ТУ 3667-003-97243614-2015 Измерительные установки нефти и нефтяного газа
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «ИМС Индастриз» (ООО «ИМС Индастриз»)
ИНН 7736545870
Юридический адрес: 142703, Московская область, Ленинский район, г. Видное,
ул. Донбасская, д. 2, стр. 10. ком. 611
Адрес: 117312, г. Москва, ул. Вавилова, д.47а
Телефон/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
Телефон: (843)272-70-62; Факс: (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 метрологииС.С. Голубев
М.п.« ___ » _______________ 2017 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 55986-13 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности Троицкой ГРЭС | Нет данных | ОАО "Ивэлектроналадка", г.Иваново | 4 года | Перейти |
| 79458-20 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Хабаровская ТЭЦ-1" филиала "Хабаровская генерация" АО "ДГК" | Акционерное общество "Дальневосточная генерирующая компания" (АО "ДГК"), г. Хабаровск | 4 года | Перейти | |
| 50743-12 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ПС 220/110/10 кВ "Газовая" | Нет данных | ОАО "Ивэлектроналадка", г.Иваново | 4 года | Перейти |
| 61182-15 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Сорочинская" | Нет данных | ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 38458-08 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) РТЭС "Переделкино" | Нет данных | ООО "ЭнергоСервисПроект", г.Москва | 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