Назначение
Установки измерительные групповые автоматизированные «АГЗУ-ПЕРЕСВЕТ» (далее -установки) предназначены для измерений массового расхода и массы нефтегазоводяной смеси (скважинной жидкости), объемного расхода и объема свободного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям, массового расхода и массы нефтегазоводяной смеси (скважинной жидкости) без учета воды.
Описание
Принцип действия установок основан на разделении нефтегазоводяной смеси на жидкую фазу нефтегазоводяной смеси и свободный нефтяной газ. В процессе разделения, отделившийся попутный нефтяной газ направляется в линию измерения количества газа, где осуществляется измерения объема и объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям, а также температуры и давления газа. Жидкая фаза нефтегазоводяной смеси направляется в линию измерения количества жидкости, где осуществляется измерения массы и массового расхода жидкой фазы нефтегазоводяной смеси, массы и массового расхода жидкой фазы нефтегазоводяной смеси без учета воды, влагосодержания, плотности жидкости, температуры и давления жидкости.
Установка производит измерение следующих параметров:
- массы и массового расхода, плотности, температуры, давления жидкой фазы нефтегазоводяной смеси;
- влагосодержания;
- массы и массового расхода жидкой фазы нефтегазоводяной смеси без учета воды;
- объемного расхода и объема свободного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям.
Измерение массы и массового расхода нефтегазоводяной смеси без учета воды производится одним из комбинированных методов: с применением результатов измерений поточного влагомера и канала измерения плотности массового счетчика-расходомера (способ 1) или с применением результатов измерений плотности компонентов водонефтяной смеси и плотности водонефтяной смеси по каналу измерения плотности массового счетчика-расходомера (способ 2).
Установка состоит из технологического блока с технологическим оборудованием (далее
- БТ) и аппаратурного блока (далее - БА), размещенных в блок-боксах.
В состав БТ входят: измерительный узел, распределительный узел, узел подготовки среды, системы обогрева, освещения, приточно-вытяжной вентиляции, пожарной сигнализации и сигнализации загазованности.
Измерительный узел состоит из сепаратора, средств измерений, трубопроводной обвязки и дренажной системы. В состав распределительного узла входят трубопроводы подключения скважин, переключатель скважин многоходовой (далее - ПСМ) или трехходовые краны с электроприводом, байпасный трубопровод и выходной коллектор. Наличие ПСМ определяется модификацией. ПСМ направляет поток нефтегазоводяной смеси от скважины на измерительный узел или на выход в сборный коллектор.
Перечень основных СИ, которыми комплектуются установки в зависимости от модификации, приведен в таблице 1.
В состав БА входят: система управления и распределения электроэнергии, система жизнеобеспечения, система обработки информации, в том числе система контроля и управления.
| Наименование СИ | Регистрационный номер |
| Счетчик-расходомер массовый Micro Motion | 71393-18 |
| Счетчик-расходомер массовый СКАТ | 60937-15 |
| Расходомер-счетчик массовый Optimass х400 | 53804-13 |
| Расходомер массовый Promass | 15201-11 |
| Счетчик-расходомер массовый кориолисовый ROTAMASS | 27054-14 |
| Счетчик-расходомер массовый «ЭМИС-МАСС 260» | 42953-15 |
| Счетчик-расходомер массовый ЭЛМЕТРО-Фломак | 47266-16 |
| Счетчик-расходомер массовый МИР | 68584-17 |
| Влагомер сырой нефти «ВСН-2» | 24604-12 |
| Влагомер поточный «ВСН-АТ» | 62863-15 |
| Влагомер сырой нефти «ВОЕСН» | 32180-11 |
| Измеритель обводненности «Red Eye» | 47355-11 |
В БА установлен шкаф контроля и управления на базе программируемого логического контроллера (далее - ПЛК). Перечень ПЛК, используемых в модификациях в установки приведен в таблице 2.
Таблица 2 - Перечень ПЛК, используемых в модификациях установки
| Наименование и тип контроллера | Регистрационный номер |
| Контроллер программируемый логические Unistream | 62877-15 |
| Контроллер программируемый SIMATIC S7-1200 | 63339-16 |
| Контроллер SCADAPack | 69436-17 |
| Системы ввода-вывода распределенные Fastwel I/O | 58557-14 |
| Контроллеры программируемые логические серии V290, V530, V570 | 56623-14 |
Система жизнеобеспечения обеспечивает функционирование обогрева, освещения, вентиляции, пожарной сигнализации и сигнализации загазованности БТ и БА.
Вариант компоновки установок и их состав определяются на основании характеристик рабочей среды, требуемых параметров расходов нефтегазоводяной смеси, содержания пластовой воды в жидкой фазе нефтегазоводяной смеси, а также отдельных требований заказчика.
Расшифровка условного обозначения установки приведена в таблице 3.
Таблица 3 - Расшифровка условного обозначения установки
Х
Х
Х
Х
Х
Х
Х
Х
Х
Х
Х
Х
« АГЗУ-ПЕРЕСВЕТ »
Номинальное давление, МПа (4,0; 6,3)
Количество подключаемых скважин, шт (1, 2, 4, 6, 8, 10, 12, 14)
Максимальный дебит жидкости по скважине, м /сут (120, 400, 800, 1500)
Наличие расходомера на жидкостной линии (-, Мм)
Наличие влагомера (В)
Наличие дублирующего объемного расходомера на жидкостной линии (О) Тип расходомера на газовой линии (Мг, Вг, Уг)_
Тип применяемых переключателей скважин на режим измерения (РУП, ПК, ПСМ)
Наличие блока контроля и управления (-, А)
Сейсмичность района размещения оборудования (-, С, ПС)
Наличие узла подачи химреагентов (-, Х)
Наличие антикоррозионной защиты (К1, К2, К3, К4)
В зависимости от производительности, установки выпускаются в четырех исполнениях -«АГЗУ-ПЕРЕСВЕТ»-120, «АГЗУ-ПЕРЕСВЕТ»-400, «АГЗУ-ПЕРЕСВЕТ»-800, «АГЗУ-ПЕРЕСВЕТ »-1500.
Электрооборудование, размещенное в БТ, имеет взрывобезопасный (искробезопасный) уровень взрывозащиты.
Класс помещений установки по ГОСТ 30852.9-2002:
БТ - взрывоопасная зона класса 1; БА - взрывобезопасная зона.
Класс помещений по ПУЭ:
БТ - В-1а; БА - П-11а.
Установка относится к взрывоопасным установкам, в которых 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).
Пломбировка установки от несанкционированного доступа не предусмотрена.
Внешний вид установки приведен на рисунке 1.
Программное обеспечение
Программное обеспечение установки «AGZU-PERESVET» (далее - ПО «AGZU-PERESVET») представляет с собой встроенное программное обеспечение ПЛК.
Уровень защиты ПО «AGZU-PERESVET» от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» в соответствий с Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные ПО «AGZU-PERESVET» представлены в таблице 4.
| Таблица 4 - Идентификационные данные ПО «AGZU- | PERESVET» |
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование | ПО «AGZU-PERESVET» |
| Номер версии (идентификационный номер) | не ниже v1.0.1 |
| Цифровой идентификатор | FE5D912C00B502B0309188077D23E409 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
Таблица 5 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазоны измерений массового расхода жидкой фазы нефтегазоводяной смеси, т/ч (т/сут), в зависимости от исполнения | от 0,1 до 5,0 (от 2,4 до 120,0) от 0,1 до 16,7 (от 2,4 до 400,0) от 0,1 до 33,3 (от 2,4 до 800,0) от 0,1 до 62,5 (от 2,4 до1500,0) |
| Диапазоны измерений объемного расхода попутного нефтяного газа в составе нефтегазоводяной смеси, приведенный к стандартным условиям, м3/ч (м3/сут), в зависимости от исполнения | от 0,1 до 600 (от 2,4 до 14400) от 0,1 до 5000 (от 2,4 до 120000) от 0,1 до 8750 (от 2,4 до 210000) от 0,1 до 18750 (от 2,4 до 450000) |
| Пределы допускаемой относительной основной погрешности установки при измерениях: - массы и массового расхода жидкой фазы нефтегазоводяной смеси, % - массы и массового расхода жидкой фазы нефтегазоводяной смеси без учета воды при содержании воды (в объемных долях %), %1) от 0 до 70% вкл. свыше 70 до 95% вкл. свыше 95 до 98% вкл. - объема и объемного расхода попутного нефтяного газа в составе нефтегазоводяной смеси, приведенных к стандартным условиям, % | ± 2,5 ± 6,0 ± 15,0 согласно методике измерений ± 5,0 |
| 1 Пределы нормированы при следующих условиях: - Пределы допускаемой абсолютной погрешности канала измерения плотности счетчика-расходомера не более ±2 кг/м3 (при измерений способом 1) и не более ±0,5 кг/м3 (при измерений способом 2); - Пределы допускаемой абсолютной погрешности влагомера не более ±0,66% при объемной доли воды от 70 до 95 % вкл., и плотности нефти не менее 930 кг/м3; - Пределы допускаемой абсолютной погрешности влагомера не более ±0,5% при объемной доли воды от 70 до 95 % вкл., и плотности нефти не менее 800 кг/м3. |
Таблица 6 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | газожидкостная смесь (нефть, пластовая вода и попутный нефтяной газ) |
| Рабочее давление, МПа, не более | 6,3 |
| Температура измеряемой среды, °С | от +5 до +90 |
| Объемная доля воды в измеряемой среде, % | от 0 до 98 |
| Диапазон плотности измеряемой среды, кг/м3 | от 800 до 1250 |
| Рабочий диапазон плотности обезвоженной нефти, кг/м3 | от 800 до 930 |
| Кинематическая вязкость измеряемой среды, мПас, не более | 1000 |
| Газовый фактор, м3/т, не более | 3000 |
| Минимальное значение содержания свободного нефтяного газа в 1 м3 газожидкостной смеси в рабочих условиях, м3 | 0,1 |
| Массовая доля механических примесей в измеряемой среде, %, 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 |
| Наименование характеристики | Значение |
| Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц | 400±40/230±23 50±0,4 |
| Потребляемая мощность, кВт, не более | 20 |
| Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С - температура внутри БА и БТ, °С - влажность окружающего воздуха, % - атмосферное давление, кПа | от -45 до +75 от +5 до +45 от 20 до 80 от 84 до 107 |
| Климатические исполнения установки ГОСТ 15150-69 | У1, УХЛ1, ХЛ1 |
| Масса установки, кг, не более | 12000 |
| Габаритные размеры, мм, не более - высота - ширина - длина | 3100 3200 13000 |
| Средний срок службы, лет, не менее | 10 |
| Средняя наработка на отказ, ч, не менее | 80000 |
| Маркировка взрывозащиты оборудования из состава установки | 1ExdIIАТЗ, 1ЕхШАТЗ |
Знак утверждения типа
наносится в верхней части титульного листа паспорта установки типографским способом и на таблички технологического и аппаратурного блока методом гравировки или шелкографии.
Комплектность
Таблица 7 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Установка измерительная групповая автоматизированная «АГЗУ-ПЕРЕСВЕТ» | «АГЗУ-ПЕРЕСВЕТ» -Х-Х-Х-Х-Х-Х-Х-Х-Х-Х-Х-Х | 1 шт. |
| Установка измерительная групповая автоматизированная «АГЗУ-ПЕРЕСВЕТ». Руководство по эксплуатации | ЭГ 001.00.000 РЭ | 1 экз. |
| Установка измерительная групповая автоматизированная «АГЗУ-ПЕРЕСВЕТ». Паспорт | ЭГ 001.00.000 ПС | 1 экз. |
| «Инструкция. ГСИ. Установки измерительные групповые автоматизированные «АГЗУ-ПЕРЕСВЕТ». Методика поверки» | НА.ГНМЦ.0320-19 МП | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0320-19 МП «Инструкция. ГСИ. Установки измерительные групповые автоматизированные «АГЗУ-ПЕРЕСВЕТ». Методика поверки», утвержденному ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 31 января 2019 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 поверку средств измерений, входящих в состав измерительной установки «АГЗУ-ПЕРСВЕТ».
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 899-2019 «ГСИ. Масса жидкой фазы нефтегазоводяной смеси и объем нефтяного газа. Методика измерений с применением установки измерительной «АГЗУ-ПЕРЕСВЕТ», аттестована ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 31 января 2019 г., свидетельство об аттестации № RA.RU.310652-025/02-2019.
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 4318-001-76464305-2015 Система измерения количества и показателей качества нефти, нефтепродуктов, газа и других жидких и газообразных сред СИКиПК». Технические условия
78068-20: Методика поверки НА.ГНМЦ.0320-19 МПСкачать8.7 Мб