Установки измерительные АГЗУ-ТТ

Основные
Тип
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года

Назначение

Установки измерительные «АГЗУ-ТТ» (далее - установки) предназначены для измерений дебита брутто нефти в составе нефтегазоводяной смеси извлекаемой из скважины (далее - дебит брутто нефти), массы нетто нефти и дебита нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси извлекаемой из скважины (далее - дебит нетто нефти), объема попутного нефтяного газа и расхода попутного нефтяного газа приведенного к стандартным условиям в составе нефтегазоводяной смеси извлекаемой из скважины (далее - расход попутного нефтяного газа).

Описание

Принцип действия установок основан на разделении нефтегазоводяной смеси на жидкую фазу нефтегазоводяной смеси и попутный нефтяной газ. Отделившийся попутный нефтяной газ направляется в линию измерения количества газа, где осуществляются измерения объема и расхода попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, а также температуры и давления газа. Жидкая фаза нефтегазоводяной смеси направляется в линию измерения количества жидкости, где осуществляются измерения дебита брутто нефти, массы и дебита нетто нефти, объемной доли пластовой воды, плотности, температуры и давления жидкой фазы нефтегазоводяной смеси.

Измерение массы и дебита нетто нефти производится с применением результатов измерений объемной доли пластовой воды и плотности жидкой фазы нефтегазоводяной смеси. Объемная доля пластовой воды измеряется поточным влагомером или по аттестованному лабораторному методу, а плотность жидкой фазы нефтегазоводяной смеси измеряется по каналу измерения плотности счетчика-расходомера массового.

Установка состоит из технологического блока с технологическим оборудованием (БТ) и аппаратурного блока (БА), размещенных в блок-боксах. Конструктивно БА и БТ могут быть расположены раздельно или на едином основании. По отдельному требованию заказчика установки могут не комплектоваться БА при условии размещения системы обработки информации (СОИ) и системы управления и распределения электроэнергии (СУРЭ) в БТ (при этом шкафы СОИ и СУРЭ должны быть соответствующего взрывозащищенного исполнения) или в помещении, предоставленным заказчиком.

В состав БТ входят распределительный и измерительный модули.

Измерительный модуль имеет два исполнения:

1.    с поточным влагомером;

2.    без поточного влагомера.

В состав распределительного модуля входят трубопроводы подключения скважин, переключатель скважин многоходовой (ПСМ), байпасный трубопровод и выходной коллектор. Наличие ПСМ определяется модификацией установки. ПСМ направляет поток нефтегазоводяной смеси от скважины на измерительный модуль или на выход в сборный коллектор.

Измерительный модуль состоит из сепаратора, средств измерений (СИ), трубопроводной обвязки с запорной и регулирующей арматурой, дренажной системы и узлом пробоотбора. В измерительном модуле для измерений дебита брутто нефти используются счетчики-расходомеры массовые, для измерений объема и расхода попутного нефтяного газа могут использоваться счетчики-расходомеры массовые, а также вихревые, ультразвуковые счетчики газа, для измерений объемной доли пластовой воды в варианте с исполнением 2 используются поточные влагомеры.

Электрооборудование, размещенное в БТ, имеет взрывобезопасный (искробезопасный) уровень взрывозащиты.

В состав БА входят: СОИ, система управления и распределения электроэнергии, система жизнеобеспечения и сигнализации.

СОИ обеспечивает сбор и обработку информации от первичных преобразователей.

Система управления и распределения электроэнергии управляет всеми системами установки и обеспечивает распределение электроэнергией в установке.

Система жизнеобеспечения и сигнализации обеспечивают функционирование обогрева, освещения, вентиляции, пожарной сигнализации и сигнализации загазованности БТ и БА.

Модификация установки и ее состав определяется на основании характеристик рабочей среды и требуемых параметров: дебита брутто нефти и расхода попутного нефтяного газа, содержания пластовой воды в жидкой фазе нефтегазоводяной смеси, а также отдельных требований заказчика.

Перечень основных СИ, которыми комплектуются установки в зависимости от модификации, приведен в таблице 1.

СИ, находящиеся в составе установки, подлежат пломбированию в соответствии с их описанием типа.

Таблица 1 - Перечень основных СИ, которыми комплектуются модификации установок

Наименование СИ

Регистрационный

номер

1

2

Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion

45115-16

Расходомер массовый Promass

15201-11

Счетчики-расходомеры массовые кориолисовые ROTAMASS

76785-19

Счетчики-расходомеры массовые Штрай-Масс

70629-18

Расходомер-счетчик массовый Optimass х400

53804-13

Счетчик-расходомер массовый «ЭМИС-МАСС 260»

42953-15

Датчики расхода газа «DYMETIC-1223М»

77155-19

Датчики расхода газа ДРГ.М

26256-06

Счетчики газа ультразвуковые FLOW SIC 600

43981-11

Счетчики газа КТМ600 РУС

62301-15

Счетчики газа вихревые СВГ.М

13489-13

Расходомеры-счетчики вихревые OPTISWIRL 4200

74011-19

Влагомеры поточные «ВСН-АТ»

62863-15

Влагомеры нефти поточные ПВН-615Ф

63101-16

Измеритель обводненности «Red Eye»

47355-11

Влагомеры сырой нефти ВСН-2

24604-12

Преобразователи давления измерительные 3051

14061-15

Датчики давления Метран-150

32854-13

Преобразователи давления измерительные Сапфир-22ЕМ

46376-11

Преобразователи давления измерительные JUMO dTRANS p02, JUMO dTRANS p02 DELTA, JUMO dTRANS p20, JUMO dTRANS p20 DELTA, JUMO DELOS

56239-14

Преобразователи (датчики) давления измерительные EJ*

59868-15

Преобразователи давления измерительные «ЭЛЕМЕР-АИР-30М»

67954-17

Преобразователи давления измерительные АИР-20/М2

63044-16

Преобразователи давления измерительные АИР-10И, АИР-10Р

70286-18

Датчики давления «ЭЛЕМЕР-100»

39492-18

Термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом Метран-270, Метран-270-Ex

21968-11

Термометры сопротивления платиновые вибропрочные эталонные ПТСВ

32777-06

1

2

Термопреобразователи сопротивления из платины и меди ТС и их чувствительные элементы ЧЭ

58808-14

Термопреобразователи универсальные ТПУ 0304

50519-17

Устройства распределенного ввода-вывода SIMATIC ET200

66213-16

Модули аналоговые серии I-7000, М-7000, tM, I-8000, I-87000, I-9000, I-9700, ET-7000, PET-7000, ET-7200, PET-7200

70883-18

Комплексы измерительно-вычислительные и управляющие на базе платформы Logix D

64136-16

Комплексы измерительно-вычислительные и управляющие на базе PLC

15652-09

Системы управления модульные B&R Х20

57232-14

Контроллеры программируемые логические МКLogic200

67996-17

Контроллеры программируемые SIMATIC S7-300

15772-11

Контроллеры программируемые SIMATIC S7-1200

63339-16

Контроллеры SCADAPack 530Е и 535Е

64980-16

Контроллеры SCADAPack 32/32Р, 314/314Е, 330/334 (330Е/334Е), 350/357 (350Е/357Е), 312, 313, 337Е, 570/575

69436-17

Контроллеры программируемые DirectLOGIC, CLICK, Productivity 2000, Productivity 3000, Protos X, Terminator

65466-16

Класс взрывоопасной зоны эксплуатации установки по классификации «Правил устройства электроустановок» (ПУЭ):

-    в помещений БТ: В-1а;

-    в помещений БА: П-11а.

Класс взрывоопасной зоны эксплуатации установки по ГОСТ 30852.9-2002:

-    класс помещений БТ: взрывоопасная зона класса 1;

-    класс помещений БА: взрывобезопасная зона.

Установка относится к взрывоопасным установкам, в БТ могут образовываться взрывоопасные смеси категории 11А по ГОСТ 30852.11-2002 (МЭК 60079-12:1978), группы Т3 по классификации ГОСТ 30852.5-2002 (МЭК 60079-4:1975).

Расшифровка условного обозначения установки:

АГЗУ-ТТ - ХХ - ХХ - ХХ - ХХ

Номинальное давление PN (4,0; 6,3;10,0), МПа

Количество

подключаемых скважин (от 1 до 14)

Максимальный массовый расход жидкости, м3/сут

Обозначение технических условий на установку

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) установки представляет с собой встроенное программное обеспечение ПЛК.

Уровень защиты ПО установки от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Идентификационные данные ПО установки представлены в таблице 2.

Таблица 2 - Идентификационные данные ПО установки

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование

«AGZU-TT»

Номер версии (идентификационный номер)

не ниже 1.0.1

Цифровой идентификатор

-

Технические характеристики

Таблица 3 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики

Значение

Диапазон измерений дебита брутто нефти, т/ч (т/сут)

от 0,42 до 62,5 (от 10,0 до1500,0)

Диапазон измерений объема и расхода попутного нефтяного газа приведенного к стандартным условиям, м3/ч (м3/сут)

от 2,08 до 12500 (от 50 до 300000)

Пределы допускаемой относительной погрешности установки при измерениях:

-    дебита брутто нефти, %

-    массы нетто нефти и дебита нетто нефти при содержании пластовой воды (в объемных долях %), %1)

от 0,1 до 70% вкл. свыше 70 до 95 % вкл. свыше 95 до 98 % вкл.

-    объема и расхода попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, %

± 2,5

± 6,0 ± 15,0

согласно методике измерений ± 5,0

1 Пределы допускаемых погрешностей обеспечиваются при соблюдение требований, приведенных в методике измерений МН 1011-2020.

Наименование характеристики

Значение

Измеряемая среда

нефтегазоводяная смесь (нефть, пластовая вода и попутный нефтяной газ)

Рабочее давление, МПа, не более

10,0

Температура измеряемой среды, °С

от +1 до +80

Объемная доля пластовой воды в жидкой фазе нефтегазоводяной смеси, %

от 0,1 до 98,0 вкл.

Диапазон плотности жидкой фазы нефтегазоводяной смеси, кг/м3

от 830 до 1150

Кинематическая вязкость жидкой фазы нефтегазоводяной смеси, мПас, не более

1000

Газовый фактор, м3/т, не более

1000

Минимальное значение содержания свободного нефтяного газа в 1 м3 нефтегазоводяной смеси в рабочих условиях, м3

0,1

Массовая доля механических примесей в жидкой фазе нефтегазоводяной смеси, %, не более

0,25

Содержание сероводорода, %, объемные доли, не более

6,0

Кристаллизация пластовой воды

не допускается

Количество подключаемых скважин, шт

от 1 до 14

Климатические исполнения установки ГОСТ 15150-69

У1, УХЛ1

Маркировка взрывозащиты оборудования из состава установки

1ExdПАТЗ, 1Ех1ПАТЗ

Условия эксплуатации:

-    температура окружающей среды, °С

-    температура внутри БА, °С

-    температура внутри БТ, °С

-    влажность окружающего воздуха, %

-    атмосферное давление, кПа

от -60 до +40 от +10 до +45 от +5 до +45 от 20 до 80 от 84 до 107

Параметры электрического питания:

-    напряжение переменного тока, В

-    частота переменного тока, Гц

400+40/230+23

50±0,4

Потребляемая мощность, кВт, не более

20

Габаритные размеры БТ, мм, не более

-    высота

-    ширина

-    длина

Габаритные размеры БА, мм, не более

-    высота

-    ширина

-    длина

3600

3200

12000

3600

3200

4000

Масса, кг, не более:

-    БТ

-    БА

20000

6000

Средний срок службы, лет, не менее

10

Средняя наработка на отказ, час, не менее

80000

Знак утверждения типа

наносится в верхней части титульного листа паспорта установки типографским способом и на таблички технологического и аппаратурного блока методом гравировки или шелкографии.

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

Наименование

Обозначение

Количество

Установка измерительная «АГЗУ-ТТ»

АГЗУ-ТТ-ХХ-ХХ-ХХ-ХХ

1 шт.

Установки измерительные «АГЗУ-ТТ». Руководство по эксплуатации

812/3.00.00.00.000 РЭ

1 экз.

Установка измерительная «АГЗУ-ТТ». Паспорт

812/3.00.00.00.000 ПС

1 экз.

«Инструкция. ГСИ. Установки измерительные «АГЗУ-ТТ». Методика поверки»

НА.ГНМЦ.0444-20 МП

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0444-20 МП «Инструкция. ГСИ. Установки измерительные «АГЗУ-ТТ». Методика поверки», утвержденному ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 20 марта 2020 г.

Основные средства поверки:

-    рабочий эталон 1-го разряда по ГОСТ 8.637-2013 с диапазоном воспроизводимого массового расхода газожидкостной смеси, соответствующим рабочему диапазону поверяемой установки, с относительной погрешностью измерения массового расхода жидкой смеси от 0,5 % до 1,0 % и с относительной погрешностью измерения объемного расхода газа от 1,0 % до 1,5 %;

-    рабочий эталон 2-го разряда по ГОСТ 8.637-2013 с диапазоном измерений массового расхода газожидкостной смеси, соответствующим рабочему диапазону поверяемой установки, с относительной погрешностью измерения массового расхода жидкой смеси от 1,5 % до 2,0 % и с относительной погрешностью измерения объемного расхода газа от 3 % до 5 %;

-    средства поверки в соответствии с документами на методику поверки средств измерений, входящих в состав установки.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке установки.

Сведения о методах измерений

МН 1011-2020 «ГСИ. Масса нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси и объем попутного нефтяного газа. Методика измерений с применением установки измерительной «АГЗУ-ТТ», ФР .1.29.2020.36882.

Нормативные документы

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 28.99.39-017-50814179-2019 Установки измерительные АГЗУ-ТТ». Технические

условия.

Развернуть полное описание