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 измерительные для определения количества сырой нефти и свободного нефтяного газа ИУ, ГРСИ 78984-20
Номер госреестра:
78984-20
Наименование СИ:
Установки измерительные для определения количества сырой нефти и свободного нефтяного газа
Обозначение типа:
ИУ
Производитель:
ООО "Газпром проектирование" филиал Тюменский экспериментальный завод, г.Тюмень
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Срок свидетельства
Срок свидетельства:
28.08.2025
Описание типа:
Методика поверки:
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 78061
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 6
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Установки измерительные для определения количества сырой нефти и свободного
нефтяного газа типа ИУ
Назначение средства измерений
Установки измерительные для определения количества сырой нефти и свободного
нефтяного газа типа ИУ (далее по тексту – ИУ) предназначены для измерений массы и
массового расхода сырой нефти, массы и массового расхода сырой нефти за вычетом массы
воды, объема и объемного расхода свободного попутного нефтяного газа, приведенного к
стандартным условиям.
Описание средства измерений
Принцип действия ИУ основан на разделении газожидкостного потока продукции
нефтяных скважин на жидкостную и газовую составляющие с помощью сепаратора и
последующем измерении массы и массового расхода сырой нефти, массы и массового расхода
сырой нефти за вычетом массы воды, объёма и объёмного расхода свободного попутного
нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям. Массу сырой нефти измеряют прямым
методом динамических измерений при сливе. На трубопроводе выхода жидкости из сепаратора
может быть предусмотрена установка поточного влагомера для автоматического определения
содержания воды в сырой нефти. Содержание воды в сырой нефти измеряют при помощи
поточного влагомера, либо в химико-аналитической лаборатории с помощью отбора проб
жидкости через устройство отбора проб, или определяют косвенным методом по результатам
измеренных в химико-аналитической лаборатории значений плотности нефти и воды. По
результатам измерений массы сырой нефти и объёмной доли воды в сырой нефти вычисляется
величина массы нефти без учета воды.
Измерение отделенной в процессе сепарации массы сырой нефти производится
кориолисовыми счетчиками-расходомерами. Измерение выделившегося в процессе сепарации
нефтяного газа производится с применением кориолисовых, вихревых или ультразвуковых
счетчиков-расходомеров, позволяющих по измеренным значениям давления газа, температуры,
коэффициента сжимаемости и времени, вычислить объём и объёмный расход газа,
приведенный к стандартным условиям.
Установки работают в периодическом режиме слива/налива жидкости в сепараторе.
ИУ состоят из следующих основных составных частей:
- блок-бокс технологический (далее по тексту – БТ);
- блок-бокс автоматики (далее – БА).
Технологическое оборудование, размещаемое в БТ, включает в себя:
- узел переключения с отключающей арматурой, трехходовыми кранами шаровыми с
электроприводом;
- узел трубопровода выхода газожидкостной смеси с отключающей арматурой;
-узел трубопровода предсепарационного с отключающей арматурой, устройством отбора
проб;
- узел трубопровода сброса жидкости с отключающей арматурой с электроприводом,
расходомером;
- узел трубопроводов дренажа и пропарки сепаратора с отключающей арматурой;
- узел трубопровода дренажа узла переключения с отключающей арматурой;
- сепаратор нефтегазового оборудованного с опорами, внутренними устройствами,
люком-лазом, штуцером слива жидкости, контрольно-измерительными приборами, узлом
пропарки (промывки) и продувки инертным газом, узлом сброса газа на местную свечу с
краном, предохранительным клапаном.
Лист № 2
Всего листов 6
Предусмотрены следующие первичные датчики:
- давления рабочей среды после узла переключения, в сепараторе, линии выхода
газожидкостной смеси из блока;
- уровня жидкости в сепараторе;
- температуры рабочей среды в измерительной линии расходомера.
Кроме того, в помещении БТ установлены датчики:
- пожарной сигнализации;
- загазованности (по метану и сероводороду);
- температуры в помещении;
- несанкционированного открывания дверей.
БТ оборудован системами отопления, вентиляции (естественной и аварийной с
механическим побуждением), освещения, пожарной и охранной сигнализации, а также
сигнализации загазованности, автоматизации (оборудован первичными датчиками системы
АСУ ТП) и технологическом оборудованием.
БА предназначен для размещения, укрытия и обеспечения условий нормальной работы
силового электрооборудования оборудования и автоматики.
В помещении БА установлены датчики:
- пожарной сигнализации;
- температуры в помещении;
- несанкционированного открывания двери.
В БА установлено следующее оборудование:
- шкафы силовые;
- шкаф информационно-управляющий;
- шкаф вторичной аппаратуры;
- источник бесперебойного питания.
БА оборудован системами отопления, вентиляции с системой кондиционирования,
освещения, пожарной и охранной сигнализации.
ИУ имеют отдельные исполнения, различающиеся по максимальному массовому
расходу сырой нефти и объемному расходу свободного попутного нефтяного газа. Пример
записи обозначения приведен ниже:
Установка измерительная для определения количества сырой нефти и свободного
нефтяного газа типа ИУ – Х – Х – Х – ТУ 28.99.39-501-04850758-2018
12345
1 – наименование;
2 – максимальный массовый расход жидкости по каждой измеряемой скважине, т/сут
(Х – может принимать значение от 0,5 до 2400);
3 – количество входов для подключения к скважинам (Х – может принимать значение
от 1 до 20);
4 – максимальное рабочее давление, кгс/см² (Х – может принимать значение 25, 40, 63,
100, 160);
5 – обозначение ТУ.
Перечень основных СИ, которыми комплектуются ИУ, приведен в таблице 1.
Наименование типа СИ
63433-16
68358-17
Таблица 1 – Перечень основных СИ, которыми комплектуются ИУ
Регистрационный
номер*
75394-19
47266-16
Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion модификации
CMF 400М-2700R
Расходомеры-счетчики массовые кориолисовые ROTAMASS модели RC
Счетчики-расходомеры массовые ЭЛМЕТРО-Фломак
Расходомеры массовые Promass (модификации Promass 300, Promass
500)
Расходомеры-счетчики массовые OPTIMASS
50998-12
Лист № 3
Всего листов 6
Наименование типа СИ
Регистрационный
номер*
47355-11
Счетчики-расходомеры массовые Штрай-Масс70629-18
Счетчики-расходомеры массовые «ЭМИС-МАСС 260»42953-15
Влагомеры сырой нефти ВСН-АТ42678-09
Измерители обводненности Red Eye® модели Red Eye® 2G и Red Eye®
Multiphase
Счетчики газа вихревые СВГ13489-13
Счетчики газа КТМ600 РУС62301-15
Расходомеры-счетчики газа ультразвуковые ЭЛМЕТРО-Флоус (ДРУ)73894-19
Датчики расхода-счетчики «ДАЙМЕТИК-1261»67335-17
Датчики расхода газа «DYMETIC-1223M»57997-14
* - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению
единства измерений
Общий вид средства измерений представлен на рисунке 1.
БТБА
Рисунок 1 - Общий вид средства измерений
Пломбирование ИУ не предусмотрено.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее по тексту – ПО) ИУ обеспечивает реализацию функций
ИУ. Защита от непреднамеренных и преднамеренных изменений метрологически значимой
части ПО и измеренных данных осуществляется путем идентификации и защиты от
несанкционированного доступа.
Уровень защиты программного обеспечения «высокий» согласно Р 50.2.077-2014.
Наименования ПО и идентификационные данные указаны в таблице 2.
Идентификационные данные (признаки)
28.12.18
28.12.18
Цифровой идентификатор ПО
6F90F607
83BB9410
CRC-32 (SVF)
CRC-32(SVF)
Таблица 2 - Идентификационные данные программного обеспечения
Значение
ПО контроллера SPПО панели WNT
vSP20181228.out
vOP20181228.exob
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер)
ПО
Алгоритм вычисления контрольной суммы
исполняемого кода
Лист № 4
Всего листов 6
Метрологические и технические характеристики
МетрологическиеиосновныетехническиехарактеристикиИУприведеныв
таблицах 3 и 4.
от 0,5 до 2 400*
Таблица 3 - Метрологические характеристики
Наименование характеристикиЗначение
Диапазон измерений массового расхода сырой нефти, в зависимости
от исполнения, т/сут
Диапазон измерений объемного расхода свободного попутного
нефтяногогаза,приведенногокстандартнымусловиям,вот 20 до 1 000 000
зависимости от исполнения, м
3
/сут
± 2,5
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы
и массового расхода сырой нефти, %
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы
и массового расхода сырой нефти за вычетом массы воды, %:
от 0 до 70% включ. (объемная доля воды)±6,0
св. 70 до 95 % включ. (объемная доля воды) ±15,0
св. 95 % (объемная доля воды)Определяется в
соответствии с
методикой измерений
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений
объема и объемного расхода свободного попутного нефтяного±5,0
газа, приведенного к стандартным условиям, %
* - указано максимальное значение; расчетное значение расхода сырой нефти через ИУ
указывается в паспорте на ИУ
Рабочая среда
Значение
Таблица 4 - Основные технические характеристики
Наименование характеристики
Характеристики рабочей среды:
Температура рабочей среды, °С
Продукция нефтяных
скважин
от -25 до +90
Давление, в зависимости от исполнения, МПа, не болееот 0,1 до 16,0
Объемная доля воды в сырой нефти, % от 0 до 100
Кинематическая вязкость жидкости при температуре 20 °С, вот 1,0·10
-6
до
зависимости от исполнения, м
2
/с 2000,0·10
-6
Плотность жидкости, кг/м
3
от 680 до 1200
Технические характеристики:
Количество входов для подключения скважин, шт., не более20
Потребляемая мощность, кВ·А, не более15
Напряжение питания сети переменного тока частотой (50 ± 1) Гц, В 220/380
Габаритные размеры составных частей установки в транспортном положении должны
соответствовать разрешенному габариту погрузки на автомобильный, железнодорожный и
(или) водный виды транспорта и не превышать размеров:
- длина, мм, не более12500
- ширина, мм, не более 3500
- высота, мм, не более 3800
Масса составных частей установки, кг, не более не более50000
Средний срок службы до списания, лет, не менее 15
Лист № 5
Всего листов 6
Знак утверждения типа
наносится в левой верхней части титульных листов руководства по эксплуатации и паспорта
ИУ типографским способом, на таблички блок-бокса технологического, блок-бокса автоматики
– методом аппликации или шелкографией.
Комплектность средства измерений
–
1 экз.
Т129.00.00.000РЭ
1 экз.
Т129.00.00.000ПС
1 экз.
МП 0978-9-2019
1 экз.
Обозначение
Количество
Таблица 5 – Комплектность средства измерений
Наименование
Установкиизмерительныедляопределения
количества сырой нефти и свободного нефтяного газа
типа ИУ
Установкиизмерительныедляопределения
количества сырой нефти и свободного нефтяного газа
типа ИУ. Руководство по эксплуатации
Установкаизмерительнаядляопределения
количества сырой нефти и свободного нефтяного газа
типа ИУ. Паспорт
Инструкция. ГСИ. Установки измерительные для
определения количества сырой нефти и свободного
нефтяного газа. Методика поверки
Поверка
осуществляется по документу МП 0978-9-2019 «Инструкция. ГСИ. Установки измерительные
для определения количества trial нефти и свободного нефтяного газа типа ИУ. Методика
поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 23 апреля 2019 года.
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 или в паспорте ИУ в виде оттиска
поверительного клейма или наклейки.
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе «Рекомендация. ГСИ. Количество нефти и нефтяного газа
нефтедобывающей скважины. Методика измерений установками измерительными для
определения количества сырой нефти и свободного нефтяного газа» утвержденном ФБУ
«Тюменский ЦСМ» 24.12.2018 года (свидетельство об аттестации МИ № 1383/01.00248-
2014/2018 от 24.12.2018 г.).
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к установкам
измерительным для определения количества сырой нефти и свободного нефтяного газа
типа ИУ
ТУ 28.99.39-501-04850758-2018. Установки измерительные для определения количества
сырой нефти и свободного нефтяного газа типа ИУ. Технические условия
ГОСТ 8.637-2013 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений
массового расхода многофазных потоков»
Лист № 6
Всего листов 6
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Газпром проектирование» филиал
Тюменский экспериментальный завод (ООО «Газпром проектирование» филиал Тюменский
экспериментальный завод).
ИНН 0560022871
Адрес: 625047, г. Тюмень, 5 км Старого Тобольского тракта, 6
Телефон: (3452) 28-43-35
Web-сайт:
E-mail:
Заявитель
Акционерное общество «Производственная компания «СтальКонструкция»
(АО «ПК «СтальКонструкция»)
ИНН 1102070591
Адрес:119048, г. Москва, пер. Оболенский д. 9, корп. 2, этаж 1, пом. V, ком. 7, оф. 9
Телефон: (8216) 750712; факс: (8216) 750869
Web-сайт:
E-mail:
филиал
научно-
области
Испытательный центр
Всероссийскийнаучно-исследовательскийинститутрасходометрии–
Федеральногогосударственногоунитарного предприятия «Всероссийский
исследовательский институт метрологии им. Д.И. Менделеева»
(ВНИИР – филиал ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева»)
Адрес: 420088, Республика Татарстан, г. Казань, ул.2-я Азинская, 7А
Телефон: (843) 272-70-62
Факс: (843) 272-00-32
E-mail:
Регистрационный номер RA.RU.310592 в Реестре аккредитованных лиц в
обеспечения единства измерений Росаккредитации.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииА.В. Кулешов
М.п.« ___ » _______________ 2020 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 67397-17 | Установки поверочные автоматизированные | УПА | ООО "Инжиниринговая компания "Метрологические системы", г.Казань | 1 год | Перейти |
| 68231-17 | Системы измерительные | ПОТОК АЛЬФА ПЛЮС | ООО "Инженерное бюро Альфа", г.Москва | 2 года | Перейти |
| 36256-07 | Усилители измерительные для вибродатчиков | 4ХХ | Фирма "PCB Piezotronics, Inc.", США | 1 год | Перейти |
| 31911-06 | Системы измерительные автоматизированные контроля и учета водопотребления | Аквунит | ООО "Уникальные инновационные технологии", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 62733-15 | Аппараты для измерения артериального давления и определения индекса лодыжечно-плечевого давления | ABPI MD | Фирма "MESI d.o.o.", Словения | 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