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.
79302-20: Методика поверкиСкачать8.9 Мб