| Номер в госреестре | 50358-12 |
| Наименование СИ | Установки для измерений количества сырой нефти и попутного нефтяного газа |
| Обозначение типа СИ | УИСН |
| Изготовитель | ООО "Системы Нефть и Газ Балтия", г.Калининград; ООО "Домодедовский опытный машиностроительный завод", г.Домодедово; ООО "ИМС Индастриз", г.Москва |
| Год регистрации | 2012 |
| Срок свидетельства | 09.07.2017 |
| МПИ (интервал между поверками) | 1 год |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Установки для измерений количества сырой нефти и попутного нефтяного газа УИСН (далее - установки) моделей УИСН-100/10, УИСН-100/30, УИСН-100/100, УИСН-100/150, УИСН-400/10, УИСН-400/30, УИСН-400/100, УИСН-400/150, УИСН-1500/30, УИСН-1500/100, УИСН-1500/150, предназначены для измерений количества сырой нефти и попутного нефтяного газа в соответствии с ГОСТ 8.615-2005 «ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования» и вычисления по их результатам дебита скважин - количества продукции нефтяной скважины, полученное в течение суток.
Принцип действия установок основан на сепарации жидкой и газообразной фаз сырой нефти и измерениях массы сепарированной жидкости с помощью массовых расходомеров, объема сепарированного газа с помощью массовых или объемных расходомеров газа. В установках производится отбор проб и измеряется объемная доля воды в сырой нефти с помощью поточного влагомера. Предусмотрена возможность определения массовой доли воды в сырой нефти по плотности нефти и пластовой воды. После измерений водонефтяная смесь и свободный газ попадают в смеситель, где осуществляется смешение, измеренная продукция скважины поступает в нефтесборный коллектор.
Модели установок в зависимости от расхода измеряемых компонентов приведены в таблице 1. Установки могут применяться для измерений количества сырой нефти и попутного нефтяного газа на одиночных скважинах и в составе групповых измерительных установок на кусте скважин. Средства измерений (СИ), входящие в состав установок, должны быть утвержденных типов. Перечень СИ, используемых в установках, а также их технические и метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Предусмотрены два варианта исполнения установок:
- стационарная (С)
- передвижная (П).
Конструктивно установки состоят из технологического блока и аппаратного отсека с измерительно-вычислительным комплексом установки для измерений количества сырой нефти и попутного нефтяного газа УИСН (далее- ИВК-УИСН), размещенных в едином блок-боксе. Установка располагается на объекте, согласно проекту привязки, как отдельно стоящий блок-бокс - вариант исполнения С, или устанавливается на шасси автомобиля повышенной проходимости или автомобильного прицепа - вариант исполнения П.
Установки обеспечивают выполнение следующих функций:
- сепарация продукции скважины при рабочем давлении в нефтегазовом сепараторе для последующих измерений;
- непрерывное автоматическое измерение массы сырой нефти и плотности сырой нефти счетчиками-расходомерами массовыми;
- непрерывное автоматическое измерение объемной доли воды в сепарированной жидкости поточным влагомером;
- непрерывное автоматическое измерение объема выделенного в сепараторе свободного нефтяного газа датчиками расхода газа;
- непрерывное автоматическое измерение давления и температуры жидкости и газа датчиками давления и температуры;
- визуальный контроль давления и температуры жидкости и газа манометрами и ртутными термометрами;
- непрерывный отбор проб жидкости автоматическим пробоотборником (дополнительная опция);
- периодический отбор проб жидкости ручным пробоотборником;
- автоматическое измерение и регулирование уровня раздела фаз «газ-жидкость» в сепараторе;
- определение массы нефти без учета воды;
- определение дебита (производительности) нефтяной скважины по жидкости, нефти, газу и воде;
- определение газового фактора;
- отображение измеряемых и вычисляемых значений на дисплее на рабочем месте оператора;
- регистрация и хранение информации о результатах измерений количества и параметров сырой нефти по скважине за период не менее одного месяца;
- создание и ведение журналов событий;
- защита от несанкционированного доступа системой паролей.
Общий вид установки показан на рисунке 1.
| Модели установок | Диапазон расхода жидкости*, т/ч (т/сут) | Диапазон расхода газа при рабочих условиях*, м3/ч | CMF/F | Promass 83I | Promass 83E | ДРГ.М | |||
| жидкость | газ | жидкость | газ | жидкость | газ | газ | |||
| УИСН-100/10 | от 0,008 до 4,17 (от 0,2 до 100) | от 1 до 50 | CMF/F50 и/или CMF/F100 | CMF/F50 | 83I15 и/или 83I25 | 83I25 | 83E15 и/или 83E25 | 83E25 | ДРГ.М-160/80 |
| УИСН-100/30 | от 4 до 125 | CMF/F50 и/или CMF/F100 | CMF/F100 | 83I15 и/или 83I25 | 83I25 и/или 83I40 | 83E15 и/или 83E25 | 83E25 и/или 83E40 | ДРГ.М-160 | |
| УИСН-100/100 | от 10 до 400 | CMF/F50 и/или CMF/F100 | CMF/F50 и/или CMF/F200 | 83I15 и/или 83I25 | 83I25 и/или 83I50 | 83E15 и/или 83E25 | 83E25 и/или 83E50 | ДРГ.М-400 | |
| УИСН-100/150 | от 20 до 650 | CMF/F50 и/или CMF/F100 | CMF/F50 и/или CMF/F300 | 83I15 и/или 83I25 | 83I40 и/или 83I80 | 83E15 и/или 83E25 | ДРГ.М-800 | ||
| УИСН-400/10 | от 0,030 до 16,67 (от 0,72 до 400) | от 1 до 200 | CMF/F100 и/или CMF/F200 | CMF/F100 | 83I15 и/или 83I40 | 83I25 и/или 83I40 | 83E15 и/или 83E40 | 83E25 и/или 83E40 | ДРГ.М-400 |
| УИСН-400/30 | от 20 до 500 | CMF/F100 и/или CMF/F200 | CMF/F50 и/или CMF/F200 | 83I15 и/или 83I40 | 83I25 и/или 83I80 | 83E15 и/или 83E40 | - | ДРГ.М-800 | |
| УИСН-400/100 | от 40 до 1600 | CMF/F100 и/или CMF/F200 | CMF/F300 | 83I15 и/или 83I40 | - | 83E15 и/или 83E40 | - | ДРГ.М-1600 | |
| УИСН-400/150 | от 62,5 до 2500 | CMF/F100 и/или CMF/F200 | - | 83I15 и/или 83I40 | - | 83E15 и/или 83E40 | - | ДРГ.М-2500 | |
| УИСН-1500/30 | от 4,17 до 62,5 (от 100 до 1500) | от 40 до 1600 | CMF/F200 и/или CMF/F300 | CMF/F300 | 83I40 и/или 83I80 | - | - | - | ДРГ.М-1600 |
| УИСН-1500/100 | от 250 до 6300 | CMF/F200 и/или CMF/F300 | - | 83I40 и/или 83I80 | - | - | - | ДРГ.М-10000 | |
| УИСН-1500/150 | от 250 до 9500 | CMF/F200 и/или CMF/F300 | - | 83I40 и/или 83I80 | - | - | - | ДРГ.М-10000 | |
| * В зависимости от варианта исполнения | |||||||||
| Наименование СИ | Диапазон измерений | Пределы допускаемых погрешностей измерений |
| Счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF 050 с измерительным преобразователем 2700 | Наибольший расход жидкости (газа): 6,8 т/ч (0,3 т/ч) Плотность жидкости: от 0 до 5000 кг/м3 | Пределы основной относительной погрешности измерений массового расхода и массы жидкости ±0,1%, массового расхода и массы газа |
| Счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF 100 с измерительным преобразователем 2700 | Наибольший расход жидкости (газа): 27,2 т/ч (1,3 т/ч) Плотность жидкости: от 0 до 5000 кг/м3 | ±0,35 %, пределы основной абсолютной погрешности измерений плотности жидкости ±0,5 кг/м3 |
| Счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF 200 с измерительным преобразователем 2700 | Наибольший расход жидкости (газа): 87,1 т/ч (4,0 т/ч) Плотность жидкости: от 0 до 5000 кг/м3 | |
| Счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели CMF 300 с измерительным преобразователем 2700 | Наибольший расход жидкости (газа): 272,0 т/ч (13,3 т/ч) Плотность жидкости: от 0 до 5000 кг/м3 | |
| Счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели F 050 с измерительным преобразователем 2700 | Наибольший расход жидкости (газа): 8,16 т/ч (0,357 т/ч) Плотность жидкости: от 0 до 5000 кг/м3 | Пределы основной относительной погрешности измерений массового расхода и массы жидкости ±0,2 %, массового расхода и массы газа |
| Счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели F 100 с измерительным преобразователем 2700 | Наибольший расход жидкости (газа): 32,65 т/ч (1,366 т/ч) Плотность жидкости: от 0 до 5000 кг/м3 | ±0,5 %, пределы основной абсолютной погрешности измерений плотности жидкости ±1,0 кг/м3 |
| Счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели F 200 с измерительным преобразователем 2700 | Наибольший расход жидкости (газа): 87,1 т/ч (3,810 т/ч) Плотность жидкости: от 0 до 5000 кг/м3 | |
| Счетчик-расходомер массовый Micro Motion модели F 300 с измерительным преобразователем 2700 | Наибольший расход жидкости (газа): 272,2 т/ч (14,865 т/ч) Плотность жидкости: от 0 до 5000 кг/м3 | |
| Расходомер массовый Promass 83I, DN 15, PN 40 | Наибольший расход жидкости (газа): 6,5 т/ч (0,07 т/ч) Плотность жидкости: от 500 до 1800 кг/м3 | Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массового расхода и массы жидкости ± 0,1 %, массового расхода и массы газа ± 0,50 %, пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности жидкости ± 0,5 кг/м3; |
| Расходомер массовый Promass 83I, DN 25, PN 40 | Наибольший расход жидкости (газа): 18 т/ч (0,19 т/ч) |
| Наименование СИ | Диапазон измерений | Пределы допускаемых погрешностей измерений |
| Плотность жидкости: от 500 до 1800 кг/м3 | ||
| Расходомер массовый Promass 83I, DN 40, PN 40 | Наибольший расход жидкости (газа): 45 т/ч (0,49 т/ч) Плотность жидкости: от 500 до 1800 кг/м3 | |
| Расходомер массовый Promass 83I, DN 50, PN 40 | Наибольший расход газа 0,76 т/ч | |
| Расходомер массовый Promass 83I, DN 80, PN 40 | Наибольший расход жидкости (газа): 180 т/ч (1,96 т/ч) Плотность жидкости: от 500 до 1800 кг/м3 | |
| Расходомер массовый Promass 83Е, DN 15, PN 40 | Наибольший расход жидкости (газа): 6,5 т/ч (0,06 т/ч) Плотность жидкости: от 500 до 1800 кг/м3 | Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массового расхода и массы жидкости ± 0,20 %, массового расхода и массы газа ± 0,75 %, пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений плотности жидкости ± 0,5 кг/м3; |
| Расходомер массовый Promass 83Е, DN 25, PN 40 | Наибольший расход жидкости (газа): 18 т/ч (0,17 т/ч) Плотность жидкости: от 500 до 1800 кг/м3 | |
| Расходомер массовый Promass 83Е, DN 40, PN 40 | Наибольший расход жидкости (газа): 45 т/ч (0,43 т/ч) Плотность жидкости: от 500 до 1800 кг/м3 | |
| Расходомер массовый Promass 83Е, DN 50, PN 40 | Наибольший расход газа 0,67 т/ч | |
| Датчик расхода газа ДРГ.М-160/80 | от 1 до 80 м3/ч при рабочих условиях | Пределы основной относительной погрешности в диапазоне от Qmin до 0,1Qmax и от 0,9Qmax до Qmax: ± 1,5 %, пределы основной относительной погрешности в диапазоне от 0,1Qmax до 0,9 Qmax: ± 1,0 %; |
| Датчик расхода газа ДРГ.М-160 | от 4 до 160 м3/ч при рабочих условиях | |
| Датчик расхода газа ДРГ.М-400 | от 10 до 400 м3/ч при рабочих условиях | |
| Датчик расхода газа ДРГ.М-800 | от 20 до 800 м3/ч при рабочих условиях | |
| Датчик расхода газа ДРГ.М-1600 | от 40 до 1600 м3/ч при рабочих условиях | |
| Датчик расхода газа ДРГ.М-2500 | от 62,5 до 2500 м3/ч при рабочих условиях | |
| Датчик расхода газа ДРГ.М-10000 | от 250 до 10000 м3/ч при рабочих условиях | |
| Влагомер сырой нефти ВСН-2-50-100 | от 0% до 100 % объемной доли воды | Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности при содержании воды: - от 0 % до 70 % - ±1,0 %, - от 70 % до 100 % - ± 1,5 % |
| Наименование СИ | Диапазон измерений | Пределы допускаемых погрешностей измерений |
| Влагомер поточный модели F | от 0 % до 100 % объемной доли воды | Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности в диапазоне содержании воды: - от 0 % до 10 % - ± 0,15 %, - от 10 % до 20 % - ± 0,20 %, - от 20 % до 70 % - ± 1,0 %, - от 70 % до 100 % - ± 1,5 % |
| Влагомер сырой нефти ВОЕСН | от 0,1 % до 99,9 % объемной доли воды в нефти | Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности измерения объемной доли воды в нефти при содержании воды: - от 0,1 % до 70 % - ± 1,0 %, - от 70 % до 99,9 % - ± 1,5 %. |
| от 2,0 % до 99,9 % объемной доли нефти в воде | Пределы допускаемой относительной погрешности измерения объемной доли нефти в воде при содержании нефти: -от 30,0 % до 99,9 % - ± 4,0 %, - от 5,0 % до 30,0 % - ± 10 %, - от 2,0 % до 5,0 % - ± 18 %; | |
| Влагомер нефти поточный RED EYE 2G | от 0 % до 100 % объемной доли воды | Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности ± 2 %; |
| Влагомер нефти AGAR OW-201 | от 0 % до 100 % объемной доли воды | Пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 1,0 %; |
| Датчик избыточного давления Метран-100 | от 0 до 4,0 МПа | Пределы допускаемой основной приведенной погрешности ± 0,25 % . |
| Датчик избыточного давления Метран-150 | от 0 до 6,0 МПа | Пределы допускаемой основной приведенной погрешности ± 0,20 % |
| Датчики температуры 644, 3144Р | от 0 °С до 100 °С | Пределы допускаемой абсолютной погрешности ±0,2 °С |
| Преобразователи измерительные АТТ2100 | от 0 °С до 100 °С | Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности ±0,17 °С. |
| Манометр МТИ-1246 | от 0 до 6,0 МПа | Класс точности 0,6 |
| Термометр стеклянный ртутный лабораторный типа ТЛ-4 № 1 | от минус 30 °С до 20 °С | Пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,2 °С. |
| Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 № 2 | от 0 °С до 55 °С | Пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,2 °С. |
| Термометр ртутный стеклянный лабораторный ТЛ-4 № 3 | от 55 °С до 105 °С | Пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 0,2 °С. |
| Термометры цифровые малогабаритные ТЦМ 9410 | от 0 °С до 100 °С | Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности ± 0,1 оС. |
| Наименование СИ | Диапазон измерений | Пределы допускаемых погрешностей измерений |
| Уровнемер OPTIFLEX 1300C | от 0 до 1000 мм | Пределы допускаемой абсолютной погрешности ± 3,0 мм; |
| Хроматограф газовый СР -4900 Micro-GC | Предел допускаемого значения относительного СКО высоты пика (по метану для ДТП, по метилмеркаптану для ДМД) (n=10) 3% | |
| Плотномер портативный DM-230 | от 650 до 1100 | Пределы допускаемой абсолютной погрешности при измерении плотности ± 0,5 кг/м3 |
| Прибор УОСГ- 100 СКП | Диапазон измерений давления в пробоотборной камере от 0 до 10 МПа. Диапазон измерений изменения вместимости пробоотборной камеры от 0 до 33 мл | Пределы абсолютной погрешности при измерении давления ± 0,1 МПа. Пределы абсолютной погрешности при измерении изменения вместимости пробоотборной камеры ± 0,2 мл |
| Прибор УОСГ-1РГ | Диапазон измерений давления от 0 до 60 МПа. Диапазон измерений изменения вместимости измерительной камеры от 0 до 130 мл | Пределы абсолютной погрешности при измерении давления ± 0,04 МПа. Пределы абсолютной погрешности при измерении изменения вместимости измерительной камеры ± 0,5 мл |
| Прибор автоматический лабораторный АЛП-01 ДП | Диапазон измерений давления насыщенных паров, от 0,01 до 0,16 МПа. Максимальное соотношение вместимости измерительной камеры и объема отбираемой пробы не менее 20 | Пределы абсолютной погрешности при измерении давления ± 0,001 МПа. Погрешность определения соотношения объемов измерительной камеры и отбираемой пробы не более 2,5 % |
| Прибор АЛП-1РГ | Диапазон измерений давления насыщенных паров от 0,05 до 6,0 МПа. Максимальное соотношение вместимости измерительной камеры и объема отбираемой пробы не менее 100 | Пределы абсолютной погрешности при измерении давления в диапазоне от 0,05 до 0,2 МПа ± 0,003 МПа; в диапазоне от 0,21 до 6,0 МПа ± 0,010 МПа. Погрешность при определении соотношения вместимости измерительной камеры и объема отбираемой пробы не более ± 5 % |
В установках используется встроенное программное обеспечение, установленное в ИВК-УИСН (далее - ПО ИВК-УИСН).
Таблица 3 - Идентификационные данные ПО ИВК-УИСН_
| Наименование программного обеспечения | Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычислений цифрового идентификатора программного обеспечения |
| Прикладное ПО компьютера ИВК | IVK-UISN.exe | 0458.ХХ.ХХ | Указан в свидетельстве о метрологической аттестации ПО ИВК-УИСН. | CRC32 |
ПО ИВК-УИСН и алгоритмы обработки результатов измерений аттестованы в установленном порядке. Контроль целостности и подлинности ПО осуществляется посредством расчета контрольной суммы исполняемого файла по алгоритму CRC32. Влияние ПО на метрологические характеристики установок учтено при нормировании их метрологических характеристик.
Защита данных от несанкционированного доступа в ПО ИВК-УИСН обеспечивается разграничением прав пользователей. Введены четырехуровневая система доступа и система паролей. Предусмотрена физическая защита (опломбирование) ИВК-УИСН от несанкционированного доступа. Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений
- С, в соответствии с МИ 3286-2010.
Метрологические и технические характеристики установок приведены в таблице 4. Таблица - 4
| Наименование характеристики | Значение характеристики |
| Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении: - массы сырой нефти, % | ± 2,5* |
| - массы сырой нефти без учета воды при содержании воды в сырой нефти (в объемных долях) до 70 %, % | ± 6,0* |
| - массы сырой нефти без учета воды при содержании воды в сырой нефти (в объемных долях) от 70 % до 95 %, % | ± 15,0* |
| - объема свободного нефтяного газа, % | ± 5,0* |
| Диапазон измерений массового расхода сырой нефти, т/ч (т/сут) | от 0,008 до 62,5 (от 0,1 до 1500) |
| Диапазон измерений объемного расхода газа при рабочих 3 3 условиях, м /ч (м /сут) | от 1 до 9500 (от 24 до 228000) |
| Рабочая среда Характеристики рабочей жидкости (сырая нефть): - диапазон рабочей температуры, оС - давление рабочей среды, МПа, не более | сырая нефть и свободный нефтяной газ от 0 до 73 4,0 |
| - диапазон объемной доли воды в сырой нефти, % - диапазон плотности сырой нефти, кг/м3 - содержание механических примесей в сырой нефти, %, не более - кинематическая вязкость сырой нефти при 20 °С, сСт, не более - объемная доля сероводорода, %, не более | от 0,1 до 100 от 785,0 до 1200 0,5 500 5,0 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности ИВК-УИСН при измерении постоянного тока, мА Пределы допускаемой относительной погрешности ИВК-УИСН при измерении количества импульсов, % | ± 0,01 ± 0,01 |
| Параметры электрического питания: - род тока - напряжение, В - частота, Гц - потребляемая мощность, кВ • А, не более | переменный 220 +22-33 / 380 +38 -57 50,0 ± 1,0 20 |
| Условия эксплуатации: - температура окружающей среды в блоке технологическом, оС - температура окружающей среды о/~' в аппаратном отсеке, С - относительная влажность окружающего воздуха при температуре 15 оС, %, не более - рабочий диапазон атмосферного давления, кПа. | от 5 до 45 от 15 до 25 96 от 84 до 106,7 |
| Габаритные размеры: - длина, мм, не более - ширина, мм, не более - высота, мм, не более | 8500 2600 3990 |
| Масса, кг , не более | 10 000 |
| Срок службы, лет, не менее | 10 |
| Средняя наработка на отказ по функции измерения количества сырой нефти и нефтяного газа, ч, не менее | 8800 |
| * При соблюдении требований к диапазонам и погрешностям СИ, входящих в состав конкретной установки, и рассчитанных в соответствии с методикой измерений. Примечание - Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении массы сырой нефти без учета воды при содержании воды в сырой нефти свыше 95 % определяются в соответствии с аттестованной методикой измерений. | |
наносится на титульные листы эксплуатационной документации методом компьютерной графики и на паспортную табличку методом офсетной печати.
Установка для измерений количества
сырой нефти и попутного нефтяного газа УИСН
(состав установки определяется при заказе) 1 шт.
Комплект ЗИП 1 шт.
Руководство по эксплуатации 1 экз.
Руководство оператора 1 экз.
Паспорт 1 экз.
Методика поверки 1 экз.
осуществляется согласно документу МП 2550-0179-2011 « Установки для измерений количества сырой нефти и попутного нефтяного газа УИСН. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 21 сентября 2011 года.
Основные средства поверки:
Рабочий эталон РЭ ВТ- 6-98, диапазон воспроизведения массового расхода от 0,012 до 320 т/ч, доверительная относительная погрешность определения массы жидкости при доверительной вероятности 0,99 - 0,03 %.
Устройство для поверки вторичной измерительной аппаратуры узлов учета нефти и нефтепродуктов УПВА.
Основные метрологические характеристики УПВА:
- диапазон формирования силы тока, мА от 0,5 до 20;
- пределы допускаемой абсолютной
погрешности формирования силы тока, мкА ± 3;
- диапазон формирования частоты импульсных
последовательностей (канал «F4», канал «N»), Гц от 0,1 до 15000;
- пределы допускаемой относительной погрешности
формирования частоты импульсных последовательностей, % ± 5^10-4;
- пределы допускаемой абсолютной погрешности
формирования количества импульсов в пачке, имп. ± 2.
Методика измерений приведена в пункте 6.2 документа «0458.00.00.000-00 РЭ. Установки для измерений количества сырой нефти и попутного нефтяного газа УИСН. Руководство по эксплуатации».
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к передвижной установке для измерений количества сырой нефти и нефтяного газа УИСН
1 ГОСТ 8.615-2005 «ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования».
2 Техническая документация ООО «ИМС Индастриз».
Выполнение работ и (или) услуг по обеспечению единства измерений, выполнение государственных учетных операций на предприятиях нефтедобывающей, нефтеперерабатывающей и других отраслей промышленности.
