65511-16: АГЗУ-УТС Установки измерительные групповые автоматизированные - Производители, поставщики и поверители

Установки измерительные групповые автоматизированные АГЗУ-УТС

Номер в ГРСИ РФ: 65511-16
Производитель / заявитель: ООО "Уралтехнострой", г.Уфа
Скачать
65511-16: Описание типа СИ Скачать 224.6 КБ
65511-16: Методика поверки МП 0448-9-2016 Скачать 834.7 КБ
Нет данных о поставщике
Установки измерительные групповые автоматизированные АГЗУ-УТС поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

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

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 65511-16
Наименование Установки измерительные групповые автоматизированные
Модель АГЗУ-УТС
Срок свидетельства (Или заводской номер) 27.10.2021
Производитель / Заявитель

ООО "Корпорация Уралтехнострой", г.Уфа

Поверка

Зарегистрировано поверок 73
Найдено поверителей 3
Успешных поверок (СИ пригодно) 73 (100%)
Неуспешных поверок (СИ непригодно) 0 (0%)
Актуальность информации 03.11.2024

Поверители

Скачать

65511-16: Описание типа СИ Скачать 224.6 КБ
65511-16: Методика поверки МП 0448-9-2016 Скачать 834.7 КБ

Описание типа

Назначение

Установки измерительные групповые автоматизированные «АГЗУ-УТС» (далее - установки) предназначены для измерений массы и массового расхода скважинной жидкости, массы и массового расхода нефти без учета воды, объема и объемного расхода попутного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям.

Описание

Принцип действия установок основан на измерениях массы и массового расхода скважинной жидкости, массы и массового расхода нефти без учета воды, объема и объемного расхода попутного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям, после разделения в сепараторе газожидкостной смеси, поступающей из скважины, на скважинную жидкость и попутный нефтяной газ.

В состав установок входят технологический блок (далее - БТ) и блок аппаратурный (далее - БА), которые представляют собой отдельные блок-боксы. Конструктивно БА и БТ могут быть расположены раздельно или на едином основании. По отдельному требованию заказчика установки могут не комплектоваться БА при условии размещения систем обработки информации и управления и распределения электроэнергии в БТ (при этом шкафы систем должны быть соответствующего взрывозащищенного исполнения) или в помещении, предоставленного заказчиком.

БТ может включать в себя следующее оборудование и средства измерений (далее -СИ):

- устройство выбора скважин (устанавливается при подключении непосредственно к установке более одной скважины);

- сепаратор;

- трубопроводная обвязка с запорной и (или) регулирующей арматурой, дренажной системой и узлом пробоотбора (узел пробоотбора устанавливается при наличии отдельного требования заказчика);

- счетчик - расходомер массового расхода (массы) сепарированной жидкости;

- счетчик - расходомер сепарированного нефтяного попутного газа;

- 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 или по результатам измерений плотности сырой нефти по каналу измерений плотности счетчика - расходомера массового расхода (массы) сепарированной жидкости, с использованием результатов лабораторных измерений плотности обезвоженной дегазированной нефти и пластовой воды);

- датчики давления;

- устройство определения уровня жидкости в сепараторе (данное устройство может быть реализовано на основе датчиков непрерывного измерений или дискретных сигнализаторов);

- расходомер сепарированного нефтяного попутного газа, идущего на технологические нужды (устанавливается при наличии отдельного требования заказчика);

- датчики температуры;

- манометры;

- датчики контроля загазованности;

- система жизнеобеспечения;

- СИ содержания свободного газа в скважинной жидкости (устанавливается при

наличии отдельного требования заказчика);

- СИ содержания капельной жидкости в попутном нефтяном газе (устанавливается при наличии отдельного требования заказчика);

- СИ содержания растворенного газа в скважинной жидкости после сепарации (устанавливается при наличии отдельного требования заказчика).

В БА размещены:

- система обработки информации;

- система управления и распределения электроэнергии;

- система жизнеобеспечения.

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

Структура записи условного обозначения установок, в зависимости от типоразмера и варианта исполнения:

АГЗУ-УТС-Х-ХХХХ-ХХ-ХХ-ХХХ-ХХХ-ХХ.ХХ-ХХ.ХХ-ХХ-Х ТУ 3667-038-45211680-2015,

1 2   3     4   5     6     7      8       9    10 11

где: 1 - сокращенное наименование измерительной установки;

2 - исполнение для способа измерения: 1 - поточного действия; 2 - динамического действия;

3 - номинальный массовый расход жидкости, т/сут;

4 - номинальное давление PN, МПа;

5 - количество входных трубопроводов, подключаемых к установке скважин (от 1 до 20);

6 - номинальный диаметр DN присоединительных трубопроводов на входе

измеряемой среды, мм;

7 - номинальный диаметр DN присоединительных трубопроводов на выходе

измеряемой среды, мм;

8 - условное обозначение для примененных расходомеров на жидкостной и газовой линиях;

9 - условное обозначение для примененных контроллеров (основного и вычислителя расхода газа, приведенного к стандартным условиям);

10 - условное обозначение для примененного расходомера газа, идущего на

технологические нужды;

11 - климатическое исполнение по ГОСТ 15150, У1, УХЛ1, ХЛ1.

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

Т а б л и ц а 1 - Перечень основных СИ, которыми комплектуются модификации установок.

Наименование средства измерений

Регистрационный №

Счетчики-расходомеры массовые «Micro Motion» CMF, T, F, R

45115-10

Счетчики-расходомеры массовые кориолисовые ROTAMASS модели RC

75394-19

Расходомеры массовые «Promass» E, I, F

15201-11

Счетчики-расходомеры массовые ЭЛМЕТРО-Фломак

47266-11

Счетчики-расходомеры массовые кориолисовые «ЭМИС-МАСС 260»

77657-20

Счетчики-расходомеры массовые СКАТ

60937-15

Датчики расхода газа ДРГ.М

26256-06

Преобразователь расхода вихревой «ЭМИС-ВИХРЬ 200»

42775-14

Датчики расхода газа ультразвуковые корреляционные «DYMETIC-1223»

37419-08

Расходомеры «Turbo Flow»

57146-14

Тепловычислитель ИМ2300 МИКРО

14527-11

Контроллер универсальный МИКОНТ-186

54863-13

Счетчики газа «ТРСГ-ИРГА»

19313-05

Расходомеры вихревые Rosemount 8600D

50172-12

Расходомерывихревые Rosemount 8800

14663-12

Расходомеры вихревые Prowirl 200

58533-14

Счетчики расходомеры массовые МИР

48964-12

Расходомеры-счётчики ультразвуковые OPTISONIC 7300

52540-13

Счетчики газа ультразвуковые FLOWSIC 600

43981-11

Расходомеры-счетчики вихревые OPTISWIRL 4070

52514-13

Контроллеры на основе измерительных модулей ScadaPack

56993-14

Контроллеры DL205, DL06, 405

17444-11

Контроллеры ОВЕН ПЛК150, ОВЕН ПЛК154

36612-13

Модули ввода аналоговые измерительные МВА8

31739-11

Контроллеры SIMATIC S7-300

15772-11

КонтроллерыSIMATIC S7-400

15773-11

КонтроллерыSIMATIC S7-1200

45217-10

Контроллеры программируемые логические серии V

53586-13

Продолжение таблицы 1

Наименование средства измерений

Регистрационный №

Преобразователи измерительные контроллеров программируемых серия I8000

50676-12

Контроллеры измерительные АТ-8000

42676-09

Устройства распределенного ввода-вывода SIMATIC ЕТ 200

60344-15

Влагомер сырой нефти ВСН-2

24604-12

Влагомеры сырой нефти ВОЕСН

32180-11

Влагомеры многофазные поточные «Квалитет» ВМП.0702

60429-15

Вычислители расхода универсальные «ЭЛЕМЕР-ВКМ-360»

68948-17

Вычислители УВП-280

53503-13

Преобразователи измерительные серии Inline

58642-14

Преобразователи измерительные серии Axioline

58643-14

Счетчики газа ультразвуковые СГУ

57287-14

Расходомеры-счетчики газа ультразвуковые ЭЛМЕТРО-Флоус (ДРУ)

73894-19

Контроллеры механизированного куста скважин КМКС

50210-12

Системы управления модульные B&R X20

57232-14

Счетчики-расходомеры массовые Штрай-Масс

70629-18

Расходомеры массовые OPTIMASS x400

53804-13

Контроллеры измерительные К15

75449-19

Комплексы измерительно-вычислительные на базе устройств программного управления «TREI-5B»

19767-12

Датчики расхода газа «DYMETIC-1223M»

77155-19

Расходомеры-счетчики вихревые ЭЛЕМЕР-РВ

77797-20

Общий вид установок представлен на рисунке 1.

Схема пломбировки от несанкционированного доступа, обозначение места нанесения знака поверки представлены на рисунке 2.

Рисунок 1 - Общий вид установок

Рисунок 2 - Схема пломбировки от несанкционированного доступа.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке или в паспорте установок измерительных групповых автоматизированных «АГЗУ-УТС» в виде оттиска поверительного клейма или наклейки.

Программное обеспечение

Уровень защиты программного обеспечения (далее - ПО) «высокий» согласно Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения». Идентификационные данные ПО приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

AGZU-UTS /C++1177

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1177.NNNN*

Цифровой идентификатор ПО

HHHH**.1177

Другие идентификационные данные

CRC-16

Примечания:

1. NNNN*- номер версии из четырех десятичных цифр, предназначен для отслеживания исходных текстов ПО в системе ОТК производителя, может быть любым;

2. HHHH** - служебный идентификатор ПО из четырех шестнадцатеричных (hex) знаков, расположен перед контрольной суммой, может быть любым.

Технические характеристики

Метрологические и основные технические характеристики установок приведены в таблицах 3 и 4.

Таблица 3 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики

Значение

Диапазон измерений массового расхода скважинной жидкости*, т/ч (т/сут)

от 0,01 до 62,5 (от 0,12 до 1500)

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

от 0,5 до 62500 (от 12 до 1500000)

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода скважинной жидкости, %

- при вязкости нефти в пластовых условиях не более 200 мПа-с

- при вязкости нефти в пластовых условиях 200 мПа-с и более

±2,5 ±10,0

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы и массового расхода скважинной жидкости без учета воды при содержании воды (в объемных долях), %:

- от 0 до 70%

- свыше 70 до 95%

- свыше 95%

±6 ±15

определяется в соответствии с аттестованной методикой измерений

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема и объемного расхода попутного нефтяного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям, %

±5

* - конкретный диапазон измерений зависит от исполнения установки

Таблица 4 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики

Параметры

Измеряемая среда

скважинная жидкость, попутный нефтяной газ

Диапазон температуры измеряемой среды, 0С

от -30* до +100

Номинальное давление (в зависимости от исполнения установки), МПа

4,0; 6,3; 10; 16

Минимальное давление рабочей среды (давление в системе сбора продукции нефтяных скважин), МПа

0,2

Динамическая вязкость измеряемой среды, мПа^с, не более

1500

Газовый фактор, м3/т, не более

5000

Объемная доля воды в сырой нефти, %

от 0 до 100

Диапазон плотности сырой нефти, кг/м3

от 600 до 1350

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

0,1

Массовая доля механических примесей, %, не более

0,25

Содержание сероводорода, %, объемные доли, не более

6,0

Склонность к пенообразованию

да

Кристаллизация пластовой воды

не допускается

Напряжение питания от сети переменного тока, В

+38        +22

380 -57; 220 -33

Частота переменного тока, Гц

50±1

Потребляемая мощность, кВт, не более -без узла подготовки рабочей среды -узла подготовки рабочей среды

20

50

Количество подключаемых скважин

от 1 до 20

Номинальные диаметры трубопроводов входов измеряемой среды, мм

от 50 до 100

Номинальные   диаметры   трубопроводов   выходов

измеряемой среды, мм

от 50 до 250

Температура воздуха внутри помещений, 0С, не менее

- БТ

- БА

+5 +10

Средний срок службы, лет, не более

30

* - при условии отсутствия твердой фазы

Знак утверждения типа

наносится в центре титульных листов руководства по эксплуатации и паспорта установок типографским способом, на таблички блока технологического, блока аппаратурного -методом аппликации или шелкографией.

Комплектность

Комплектность установок приведена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

Наименование

Обозначение

Количество

Установка измерительная

«УТС-АГЗУ-Х-ХХХХ-ХХ-ХХ-ХХХ-ХХХ-ХХ.ХХ-

ХХ.ХХ-ХХ-Х, в том числе: БТ; БА

1 шт.

Установка       измерительная       групповая

автоматизированная. Руководство по эксплуатации

1177.00.00.00.00.000 РЭ

1 экз.

Установка       измерительная       групповая

автоматизированная «АГЗУ-УТС» Паспорт.

1177.00.00.00.00.000 ПС

1 экз.

Методика поверки

МП 1134-9-2020

1 экз.

Комплект запасных частей,  инструментов и

принадлежностей

1 компл.

Комплект монтажных частей

1 компл.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «ГСИ. Масса скважинной жидкости и объем попутного нефтяного газа. Методика измерений с применением установок измерительных групповых автоматизированных «АГЗУ-УТС», утвержденном ВНИИР - филиалом ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 15 июня 2020 г. (свидетельство об аттестации № 01.00257-2013/6209-20 от 15 июня 2020 г.)

Нормативные документы

ГОСТ 8.637-2013 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков».

ПНСТ 360-2019 «ГСИ. Измерения количества добываемых из недр нефти и попутного нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования».

ТУ 3667-038-45211680-2015 Технические условия Установки измерительные групповые автоматизированные «АГЗУ-УТС».

Смотрите также

Default ALL-Pribors Device Photo
Система обмена технологической информацией с автоматизированной системой системного оператора (СОТИАССО) ТЭЦ АО «ЧМЗ» (далее - система) предназначена для измерения изменяющихся во времени действующих значений силы электрического тока ( 1ь. ), действу...
65509-16
TM-2655, TM-2655P Измерители артериального давления и частоты пульса автоматические цифровые
Фирма "A&D Company, Limited", Япония; Фирма "A&D Electronics (Shenzhen) Co., Ltd.", Китай; Фирма "Wenzhou Longwan Medical Device Factory", Китай
Измерители артериального давления и частоты пульса автоматические цифровые, модели: ТМ-2655, ТМ-2655Р предназначены для измерений максимального (систолического) и минимального (диастолического) артериального давления и определения частоты пульса осци...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система измерений количества и показателей качества нефти № 820 ПСП «Малая Пурга» ООО «Кунгурская нефтяная компания» (далее - СИКН) предназначена для определенияя массы брутто и массы нетто нефти.
Системы термолюминесцентные дозиметрические ДТУ-01М (далее системы ДТУ-01М) предназначены для измерений индивидуального и амбиентного эквивалентов дозы Нр(10) и Н (10) фотонного излучения с помощью термолюминесцентных (ТЛ) дозиметров.
Комплексы индивидуального дозиметрического контроля ТЛД RADOS (далее - комплексы ТЛД RADOS) предназначены для измерений индивидуальных эквивалентов дозы (ИЭД) Hp(10) фотонного и нейтронного излучения, Hp(3) и Hp(0,07) фотонного и бета-излучения, и ам...