Агзу 120м руководство

Назначение

Установки измерительные групповые автоматизированные «АГЗУ-120М-4,0» (далее -установки) предназначены для измерений массового расхода и массы сырой нефти, объемного расхода и объема свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, массового расхода и массы сырой нефти без учета воды.

Описание

Принцип действия установок основан на измерениях массы и массового расхода сырой нефти, массы и массового расхода сырой нефти без учета воды, объема и объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям, после разделения в сепараторе газожидкостной смеси, поступающей из скважины, на сырую нефть и свободный нефтяной газ. При подключении к установке более одной скважины, измерение количества продукции скважин производится отдельно для каждой скважины в установленном порядке. Порядок проведения измерений по каждой скважине, в том числе периодичность и длительность замеров, устанавливается при проведении пуско-наладочных работ установок на месте эксплуатации в зависимости от производительности подключенных скважин.

Конструктивно установки состоят из технологического (далее — БТ) и аппаратурного (далее — БА) блоков, которые представляют собой отдельные блок-боксы и могут монтироваться как на едином основании, так и раздельно (возможно исполнение БА в виде утепленного шкафа).

В состав БТ входят измерительный и распределительный модули. Так же предусмотрено исполнение установки без распределительного модуля (односкважинный вариант). В односкважинном исполнении газо-жидкостная смесь (далее — ГЖС) подаётся от одной скважины или через внешнее переключающее устройство не входящее в комплект поставки АГЗУ.

В состав измерительного модуля БТ может входить следующее оборудование и средства измерений (СИ):

—    сепаратор;

—    трубопроводная обвязка с запорной и (или) регулирующей арматурой, дренажной системой и узлом отбора проб (узел отбора проб устанавливается по отдельному требования заказчика);

—    счетчик-расходомер массовый (для измерений массового расхода и массы сырой

нефти);

—    счетчик расходомер массовый или счетчик (расходомер) объемного расхода газа (для измерений объемного расхода и объема свободного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям);

—    средство измерений влагосодержания сепарированной жидкости (устанавливается по отдельному требованию заказчика, при отсутствии данного СИ масса сырой нефти без учета воды определяется на основании лабораторных измерений массовой доли воды в сырой нефти);

—    датчики давления;

—    датчики температуры;

—    счетчик (расходомер) объемного расхода сепарированного нефтяного попутного газа, идущего на технологические нужды (устанавливается по отдельному требованию заказчика);

—    счетчик жидкости турбинный ТОР, либо трубная катушка для его установки (устанавливается по отдельному требованию заказчика);

—    манометры;

—    устройство определения уровня жидкости в сепараторе (может быть реализовано на основе СИ разности давлений, СИ гидростатического давления столба жидкости, поплавкового устройства или сигнализаторов уровня);

—    СИ содержания свободного и растворенного газа в сырой нефти (устанавливается по отдельному требованию заказчика);

—    СИ содержания капельной жидкости в попутном нефтяном газе после сепарации (устанавливается по отдельному требованию заказчика);

—    системы обогрева, освещения, приточно-вытяжной вентиляции, пожарной и газосигнализации.

В БА размещены:

—    шкаф контроля и управления с системой обработки информации (СОИ) и вторичными блоками средств измерений, входящими в состав АГЗУ;

—    силовой шкаф;

—    системы обогрева, освещения, приточно-вытяжной вентиляции, пожарной и газосигнализации;

—    система автоматического ввода резервного питания (АВР) (устанавливается по отдельному требованию заказчика);

—    система телемеханики (устанавливается по отдельному требованию заказчика).

В составе СОИ, в зависимости от комплектации, могут входить следующие контроллеры:

—    контроллер SCADAPack на основе измерительных модулей 5209, 5232,5305, модификаций SCADAPack32, SCADAPack350, SCADAPack357;

—    контроллер SCADAPack на основе измерительных модулей 5000, модификаций SCADAPack32, SCADAPack334;

—    контроллер программируемый логический МКLogic200

—    контроллер измерительный R-AT-MM.

Вариант компоновки установок и их состав определяются на основании характеристик рабочей среды, требуемых параметров расходов сырой нефти и нефтяного газа, содержания пластовой воды в сырой нефти, а также отдельных требований заказчика.

В зависимости от производительности установки выпускаются в трех модификациях -«АГЗУ-120М-4,0-400», «АГЗУ-120М-4,0-700», «АГЗУ-120М-4,0-1500».

Перечень основных СИ, которыми комплектуются установки, приведен в таблице 1. Средства измерений, входящие в состав установки, определяются на основании требований опросного листа на установку или технического задания заказчика.

Таблица 1 — Перечень основных СИ, которыми комплектуются модификации установок

Пломбирование установок от несанкционированного доступа не требуется.

Программное обеспечение

Программное обеспечение (далее — ПО) СОИ предназначено для сбора, обработки измерительной и сигнальной информации, поступающей от первичных преобразователей параметров, вычислений массы и среднего массового расхода сырой нефти, массы и среднего массового расхода обезвоженной нефти, объема и среднего объемного расхода нефтяного газа, приведения этих параметров к стандартным условиям, передачи измерительной информации на верхний уровень и управляющей информации на блок сигнализации и управления.

В процессе измерений СОИ принимает информацию от измерительных преобразователей параметров, усредняет, по соответствующим алгоритмам, обрабатывает, формирует измерительную информацию, протоколирует, индицирует, регистрирует, хранит результаты прямых измерений и вычислений по каждой скважине за период не менее одного месяца и передает по каналам связи на верхний уровень информационных систем (пунктов сбора измерительной информации систем телемеханики или центральных серверов корпоративных баз данных) архивную информацию и информацию о текущих результатах измерений.

Комплекс ПО состоит из двух частей:

1.    ПО операторской панели.

2.    ПО контроллера.

ПО контроллера является метрологически значимой частью программного обеспечения. ПО операторской панели расчетов и обработки данных не выполняет, и является только средством визуального интерфейса пользователя.

Исполняемый код ПО контроллера СОИ, результаты измерений хранятся в энергонезависимой памяти контроллера СОИ. Замена исполняемого кода ПО контроллера СОИ, удаление или изменение результатов измерений штатными средствами интерфейса пользователя невозможно.

Идентификационные данные программного обеспечения представлены в Таблице 2.

Уровень защиты ПО установок«средний» согласно Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».

Таблица 2 — Идентификационные данные ПО установок.

Технические характеристики

Таблица 3 — Метрологические характеристики

Таблица 4 — Технические характеристики

Знак утверждения типа

наносится в верхнем левом углу титульного листа руководства по эксплуатации установки типографским способом и на таблички технологического и аппаратурного блока — методом гравировки или шелкографией.

Комплектность

Таблица 5 — Комплектность средства измерений

Поверка

осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0149-17 МП «Инструкция. ГСИ. Установки измерительные групповые автоматизированные «АГЗУ-120М-4,0». Методика поверки», утвержденному ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 30 июня 2017 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 %;

—    рабочий эталон 2-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 1,5 до 2,0 %;

—    средства поверки в соответствии с документами на поверку средств измерений, входящих в состав установок.

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

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке или в паспорте установки.

Сведения о методах измерений

«Количество нефти и нефтяного газа извлекаемых из недр. Методика измерений установками измерительными групповыми автоматизированными «АГЗУ-120М-4,0», аттестована ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 22 декабря 2016 г (свидетельство об аттестации № RA.RU.310652-093/01 -2016)

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 4318-211-80025474-2015 «Установки измерительные групповые автоматизированные «АГЗУ -120М»

Подробности

Категория: Установки для измерения продукции и дебита скважин

Просмотров: 16660

Установка измерительная групповая автоматизированная АГЗУ-120М предназначена для измерения расхода продукции скважин путем определения массы добываемой сырой нефти (водонефтяной смеси), ее обводненности и массы попутного газа. Установка полностью соответствует ГОСТ Р 8.615-2005.

АГЗУ-120М состоит из технологического и аппаратурного блоков, размещенных в блок-боксах.

Принцип работы установки основан на разделении продукции скважин на жидкую (водонефтяная смесь) и газовую (нефтяной газ) фазы.

Установка обеспечивает выполнение:

прямых измерений:

·         массы, плотности и температуры
·         сырой нефти (водонефтяной смеси);
·         массы нефтяного газа;
·         объемного содержания воды в водонефтяной смеси;
·         объемного содержания нефти в водонефтяной смеси;
·         времени исследования скважины и времени ее работы за отчетный период;

косвенных измерений:

·         объема нефтяного газа;
·         массы сырой нефти без учета воды и расходов скважины по нефти и газу.

Измеряемая среда – продукция скважины, газожидкостная смесь:

температура сырой нефти, °С………………………………………………………………+5 … +85

вязкость сырой нефти, сСт, не более……………………………………………………500

плотность пластовой воды, кг/м3, не более…………………………………………1200

плотность сырой нефти, кг/м3, не более………………………………………………800 — 1000

содержание воды в сырой нефти, объемных долей, %, не более………….99,9

массовая доля механических примесей, %, не более…………………………….0,2

Измерение массы сырой нефти (массовый расход жидкости) и массы нефтяного газа, выделившегося из сырой нефти в сепараторе, производится методом прямых измерений с применением массовых кориолисовых расходомеров различных производителей (МАСК, Micro Motion, Rota Yokogawa и др.).

Для определения объема газа, выделившегося из сырой нефти в сепараторе, и приведения этого объема к стандартным (нормальным) условиям используется метод вычисления с использованием измеренной плотности газа.

Для вычисления массы нефти используются данные массового расхода жидкости, ее обводненности, измеренной влагомером ВОЕСН (или другим с метрологическими характеристиками не хуже, чем у указанного).

Вид климатического исполнения – У1 (от -45 oС до +50 oС) или УХЛ1 (от -60 oС до +50 oС); относительная влажность – до 100%.

Электрооборудование АГЗУ-120M имеет взрывобезопасный уровень взрывозащиты с видом взрывозащиты «искробезопасная цепь», маркировка по взрывозащите 1ExibII BT3/ВТ4(C Т1…Т6) и «взрывонепроницаемая оболочка», маркировка по взрывозащите 1ExdIIBT3(CT4…CT6).

Технические характеристики

Рабочее давление, Мпа………………………………………………………………………………………… 4,0 и 6,3

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений:

массы сырой нефти, %…………………………………………………………….. ± 2,5

массы сырой нефти, без учета воды, при содержании воды в сырой нефти, %:

до 70% …………………………………………………………………………………………………….. ± 6

от 70% до 95% ………………………………………………………………………………………… ± 15

свыше 95% ……………………………………………………………………………………………… ± 30

объема нефтяного газа, % ………………………………………………………………………. ± 5

Количество подключаемых скважин ……………………………………………………………………. от 1 до 16

Потеря давления при максимальном расходе жидкости, МПа, не более ………………0,02

	АГЗУ-120М -120	АГЗУ-120М-400	АГЗУ-120М-700	АГЗУ-120М -1500
Массовый расход сырой нефти, т/сут.  (кг/мин)	2,4 … 120    (1,7 … 83)	10 … 400    (7 … 278)	10 … 700    (7 … 480)	24 … 1500    (17 … 1000)
Объемный расход газа, не более, м3/сут.  (м3/мин)	14400    (10)	120000    (83)	210000    (145)	450000    (312)
Питание электрических цепей:  — род тока  — напряжение, В  — частота, Гц	переменный    380 / 220    50
Потребляемая мощность, не более, кВт	20
Габаритные размеры, масса технологического и аппаратурного блоков – в зависимости от варианта исполнения

Внешний вид

Внутренняя часть

Принцип действия установок основан на измерениях массы и массового расхода сырой нефти, массы и массового расхода сырой нефти без учета воды, объема и объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям, после разделения в сепараторе газожидкостной смеси, поступающей из скважины, на сырую нефть и свободный нефтяной газ. При подключении к установке более одной скважины, измерение количества продукции скважин производится отдельно для каждой скважины в установленном порядке. Порядок проведения измерений по каждой скважине, в том числе периодичность и длительность замеров, устанавливается при проведении пуско-наладочных работ установок на месте эксплуатации в зависимости от производительности подключенных скважин.

Конструктивно установки состоят из технологического (далее — БТ) и аппаратурного (далее — БА) блоков, которые представляют собой отдельные блок-боксы и могут монтироваться как на едином основании, так и раздельно. Возможно исполнение БА в виде утепленного шкафа или размещение комплектующих БА в помещении заказчика.

В состав БТ входят измерительный и распределительный модули. Так же предусмотрено исполнение установки без распределительного модуля (односкважинный вариант). В односкважинном исполнении газо-жидкостная смесь (далее — ГЖС) подаётся от одной скважины или через внешнее переключающее устройство не входящее в комплект поставки АГЗУ.

В состав измерительного модуля БТ может входить следующее оборудование и средства измерений (СИ):

— сепаратор;

— трубопроводная обвязка с запорной и (или) регулирующей арматурой, дренажной системой и узлом отбора проб (узел отбора проб устанавливается по отдельному требованию заказчика);

— счетчик-расходомер массовый (для измерений массового расхода и массы сырой нефти);

— счетчик расходомер массовый или счетчик (расходомер) объемного расхода газа (для измерений объемного расхода и объема свободного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям);

— средство измерений влагосодержания сепарированной жидкости (устанавливается по отдельному требованию заказчика, при отсутствии данного СИ масса сырой нефти без учета воды определяется на основании измерений массовой доли воды в сырой нефти, осуществляемых в лаборатории или с применением канала измерений плотности счетчика-расходомера массового);

— датчики давления;

— датчики температуры;

— счетчик (расходомер) объемного расхода сепарированного нефтяного попутного газа, идущего на технологические нужды (устанавливается по отдельному требованию заказчика);

— счетчик жидкости турбинный ТОР, либо трубная катушка для его установки (устанавливается по отдельному требованию заказчика);

— манометры;

— устройство определения уровня жидкости в сепараторе (может быть реализовано на основе СИ разности давлений, СИ гидростатического давления столба жидкости, поплавкового устройства, сигнализаторов уровня, либо другого устройства измерения уровня);

— СИ содержания свободного и растворенного газа в сырой нефти (устанавливается по отдельному требованию заказчика);

— СИ содержания капельной жидкости в попутном нефтяном газе после сепарации (устанавливается по отдельному требованию заказчика);

— системы обогрева, освещения, приточно-вытяжной вентиляции, пожарной и газосигнализации;

— система нагрева ГЖС.

В БА размещены:

— шкаф контроля и управления с системой обработки информации (СОИ) и вторичными блоками средств измерений, входящими в состав АГЗУ;

— силовой шкаф;

— системы обогрева, освещения, приточно-вытяжной вентиляции, пожарной и газосигнализации;

— система автоматического ввода резервного питания (АВР) (устанавливается по отдельному требованию заказчика);

— система телемеханики (устанавливается по отдельному требованию заказчика).

В составе СОИ, в зависимости от комплектации, могут входить следующие контроллеры:

— контроллер SCADAPack на основе измерительных модулей 5209, 5232, 5305, модификаций SCADAPack32, SCADAPack350, SCADAPack357;

— контроллер SCADAPack на основе измерительных модулей 5000, модификаций SCADAPack32, SCADAPack334;

• — контроллер программируемый логический MKLogic200;

• — контроллер измерительный R-AT-MM;

Вариант компоновки установок и их состав определяются на основании характеристик рабочей среды, требуемых параметров расходов сырой нефти и нефтяного газа, содержания пластовой воды в сырой нефти, а также отдельных требований заказчика.

В зависимости от производительности установки выпускаются в трех модификациях -«АГЗУ-120М-4,0-400», «АГЗУ-120М-4,0-700», «АГЗУ-120М-4,0-1500».

Перечень основных СИ, которыми комплектуются установки, приведен в таблице 1. Средства измерений, входящие в состав установки, определяются на основании требований опросного листа на установку или технического задания заказчика.

Таблица 1 — Перечень основных СИ, которыми комплектуются модификации установок

Наименование	Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде
1	2
Счетчик-расходомер массовый «MicroMotion»	45115-16
Счетчик жидкости массовый MACK	12182-09
Расходомер массовый «Optimass»	53804-13
Расходомер массовый «Promass»	15201-11
Расходомер массовый «Promass 100»	57484-14
Расходомер массовый Promass (модификации Promass 300, Promass 500)	68358-17

Окончание таблицы 1

1	2
Счетчик-расходомер массовый кориолисовый ROTAMASS	27054-14
Счетчик-расходомер массовый кориолисовый ROTAMASS	75394-19
Счетчик-расходомер массовый «ЭМИС-МАСС 260»	42953-15, 77657-20
Счетчик-расходомер массовый ЭЛМЕТРО-Фломак	47266-16
Счетчик-расходомер массовый Штрай-Масс	70629-18
Счетчик-расходомер массовый МИР	68584-17
Датчик расхода газа ДРГ.М	26256-06
Счетчик газа вихревой СВГ	13489-13
Датчик расхода газа ультразвуковой корреляционный DYMETIC-1223	37419-08
Счетчик газа ультразвуковой FLOWSIC 600	43981-11
Расходомер счетчик вихревой OPTISWIRL 4070	52514-13
Расходомер счетчик вихревой OPTISWIRL 4200	74011-19
Преобразователь расхода вихревой «ЭМИС-ВИХРЬ 200 (ЭВ-200)»	42775-14
В ычислительУВП-280	53503-13
Прибор вторичный теплоэнергоконтроллер ИМ2300	14527-17
Влагомер сырой нефти «ВСН-2»	24604-12
Влагомер сырой нефти «ВСН-АТ»	42678-09
Влагомер сырой нефти «ВОЕСН»	32180-11
Влагомер сырой нефти ВСН-ПИК	51343-12
Влагомер сырой нефти ВСН-ПИК-Т	59365-19
Влагомер микроволновый поточный МПВ700	65112-16
Влагомер оптический емкостный сырой нефти АМ-ВОЕСН	78321-20
Измерители обводненности Red Eye	47355-11
Контроллеры SCADAPack на основе измерительных модулей 5209, 5232, 5305, модификаций SCADAPack32, SCADAPack350, SCADAPack357	56993-14
Контроллеры SCADAPack на основе измерительных модулей 5000, модификаций SCADAPack32, SCADAPack334	50107-12
Контроллеры SCADAPack 32/32Р, 314/314Е, 330/334 (330/330Е), 350/357 (350Е/357Е), 312, 313, 337Е, 570/575	69436-17
Контроллер программируемый логический МКLogic200	67996-17
Контроллер измерительный R-AT-MM	61017-15

Рисунок 1 — Внешний вид установки АГЗУ.

Пломбирование установок от несанкционированного доступа не требуется.

Таблица 3 — Метрологические характеристики

Наименование характеристики	Значение
«АГЗУ-120М-4,0-400»	«АГЗУ-120М-4,0-700»	«АГЗУ-120М-4,0-1500»
Массовый расход сырой нефти1, т/сут (кг/мин)	от 2,4 до	от 2,4 до	от 2,4 до
	400	700	1500
	(от 1,7 до	(от 1,7 до	(от 1,7 до
	278)	480)	1000)
Объемный расход свободного нефтяного газа,	120000	210000	450000
приведенный к стандартным условиям1, м3/сут (м3/мин), не более	(83)	(145)	(312)
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массового расхода и массы сырой нефти, %	±2,5
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти без учета воды при содержании воды в сырой нефти (в объемных долях), %: — от 0 до 70%		±6,0
— свыше 70 до 95%		±15,0
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода и объема нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, %	±5,0

Таблица 4 — Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение
«АГЗУ- 120М-4,0-400»	«АГЗУ-120М-4,0-700»	«АГЗУ-120М-4,0-1500»
Рабочее давление, МПа, не более	4,0
Диапазон температуры рабочей среды, °С	от 0 до +90
Массовая доля воды в сырой нефти*, %, не более	99
Плотность сырой нефти в рабочих условиях, кг/м3, не
более		1200
Вязкость среды в рабочих условиях, мм2/с, не более	500
Массовая доля механических примесей, %, не более	0,2
Параметры электрического питания:
— напряжение переменного тока, В	380±38 / 220 ±22
— частота переменного тока, Гц		50±1
Потребляемая мощность, кВ^А, не более	20
Габаритные размеры, не более:
а) блок технологический:
— длина	7000	7500	12000
— ширина	3250	3250	3250
— высота	3250	3250	3250
б) блок аппаратурный:
— длина	3200	3200	3200
— ширина	3200	3200	3200
— высота	3200	3200	3200
Масса, кг, не более:
— блок технологический;	15000	18000	20000
— блок аппаратурный	5000	5000	5000
Количество подключаемых скважин, шт.	до 14
Условия эксплуатации:
— температура окружающей среды, °С	от -60 до +40
— атмосферное давление, кПа		от 96 до 104
— относительная влажность окружающего воздуха, %		до 80
Средний срок службы, лет	25
Средняя наработка на отказ, ч	80000
* — измерения массы сырой нефти без учёта воды производится	только при значении
объемной доли воды в нефти не более 95 %.

УСТАНОВКА ИЗМЕРИТЕЛЬНАЯ ГРУППОВАЯ АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ АГЗУ-120М

Установка измерительная групповая автоматизированная «АГЗУ-120М» предназначена для измерения среднесуточного массового расхода жидкости, для измерения среднесуточного объемного расхода газа и для определения среднесуточного массового расхода нефти, добываемых из нефтяных скважин с погрешностью согласно ГОСТ Р 8.615-2005.

Областью применения установки являются напорные системы сбора продукции нефтяных скважин и автоматизированные системы управления технологическими процессами нефтедобычи.

Для измерений массы нефти и объема свободного газа в установке применен сепарационный метод.

Основные функции:

Установка обеспечивает для каждой подключенной на измерение нефтяной скважины:

— прямые измерения среднего массового расхода и массы сырой сепарированной нефти;

— прямые измерения, приведенные к стандартным условиям среднего объемного расхода и объема выделившегося в результате сепарации нефтяного газа;

— прямые или косвенные измерения влагосодержания W₀ (объемного) жидкости;

— косвенные (вычисленные, при заданных лабораторных плотностях пластовой воды и нефти) измерения среднего массового расхода и массы сепарированной безводной нефти;

— измерение температуры газа;

— измерение давления в сепараторе и коллекторе.

Установки «АГЗУ-120М» имеют большое количество вариан­тов исполнения, которые отвечают самым высоким технологическим требованиям, требованиям безопасности и надежности и могут эксплуатироваться в различных условиях.

Установка состоит из технологического и аппаратурного блоков и включает комплект монтажных и запасных частей, инструмента и принадлежностей.

Измеряемая среда – нефтегазовая смесь:

рабочее давление, МПа, не более 4,0

вязкость, сСт, не более 500

плотность нефти, кг/м³ , не более 900

плотность пластовой воды, кг/м³ 1000…1200

объемная доля воды, %, не более 0…99

массовая доля мехпримесей, %, не более 0,05

массовая доля парафина, %, не более 8,0

массовая доля серы, %, не более 2,0

температура, °С -5…+60

содержание сероводорода и агрессивной пластовой

воды должно вызывать коррозию, мм/год, не более 0,2

Технические характеристики

Диапазон измерения дебита скважин:

по жидкости, т/сут. ,1…400

по газу, м³/сут., не более 300000

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений:

массы сырой нефти, % ± 2,5

массы сырой нефти, при содержании воды в сырой нефти, %:

до 70% ± 6

от 70% до 95% ± 15

свыше 95% ± 30

объема нефтяного газа, % ± 5

Количество подключаемых скважин 1…14

Потеря давления при максимальном расходе жидкости,

МПа, не более 0,025

Напряжение питания, В 380/220

Частота, Гц 50

Климатическое исполнение установок – У1 (-40…+40°С), ХЛ1 (-60…+50°С)

Межповерочный интервал, лет – 4.

По защищенности от воздействия окружающей среды исполнение электрооборудования и контрольно — измерительных приборов соответствует:

— в блоке технологическом — взрывозащищенное (класса В-1а);

— в блоке аппаратурном — общепромышленное (класс П-IIа).

Габаритные размеры и масса определяются соответствующей конструкторской документацией на конкретную модификацию установки.

Количество подключенных скважин, наличие дозировочного насоса с емкостью, нанесения внутреннего антикоррозионного покрытия, установка патрубков для подключения поверочной установки, наличие телеметрии, цветовое оформление и дополнительные требования устанавливаются по требованию Заказчика.

Способ компоновки, установочно-присоединительные размеры, используемые логические контролеры, наличие и тип контрольно-измерительных приборов, используемой арматуры, диаметр входных и выходного патрубков определяется заводом изготовителем с согласованием Заказчика.

Установка измерительная групповая автоматизированная АГЗУ-120М предназначена для измерения расхода продукции скважин путем определения массы добываемой сырой нефти (водонефтяной смеси), ее обводненности и массы попутного газа. Установка полностью соответствует ГОСТ Р 8.615-2005. 

АГЗУ-120М состоит из технологического и аппаратурного блоков, размещенных в блок-боксах.

Принцип работы установки основан на разделении продукции скважин на жидкую (водонефтяная смесь) и газовую (нефтяной газ) фазы.

Установка обеспечивает выполнение:

прямых измерений:

• массы, плотности и температуры
• сырой нефти (водонефтяной смеси);
• массы нефтяного газа;
• объемного содержания воды в водонефтяной смеси;
• объемного содержания нефти в водонефтяной смеси;
• времени исследования скважины и времени ее работы за отчетный период;

косвенных измерений:

• объема нефтяного газа;
• массы сырой нефти без учета воды и расходов скважины по нефти и газу.

Измеряемая среда – продукция скважины, газожидкостная смесь:

температура сырой нефти, °С………………………………………………………………+5 … +85

вязкость сырой нефти, сСт, не более……………………………………………………500

плотность пластовой воды, кг/м3, не более…………………………………………1200

плотность сырой нефти, кг/м3, не более………………………………………………800 — 1000

содержание воды в сырой нефти, объемных долей, %, не более………….99,9

массовая доля механических примесей, %, не более…………………………….0,2

Измерение массы сырой нефти (массовый расход жидкости) и массы нефтяного газа, выделившегося из сырой нефти в сепараторе, производится методом прямых измерений с применением массовых кориолисовых расходомеров различных производителей (МАСК, Micro Motion, Rota Yokogawa и др.).

Для определения объема газа, выделившегося из сырой нефти в сепараторе, и приведения этого объема к стандартным (нормальным) условиям используется метод вычисления с использованием измеренной плотности газа.

Для вычисления массы нефти используются данные массового расхода жидкости, ее обводненности, измеренной влагомером ВОЕСН (или другим с метрологическими характеристиками не хуже, чем у указанного).

Вид климатического исполнения – У1 (от -45 oС до +50 oС) или УХЛ1 (от -60 oС до +50 oС); относительная влажность – до 100%.

Электрооборудование АГЗУ-120M имеет взрывобезопасный уровень взрывозащиты с видом взрывозащиты «искробезопасная цепь», маркировка по взрывозащите 1ExibII BT3/ВТ4(C Т1…Т6) и «взрывонепроницаемая оболочка», маркировка по взрывозащите 1ExdIIBT3(CT4…CT6).

Характеристики

Отзывы и вопросы о товаре