Установки измерительные групповые автоматизированные АГЗУ-УТС
| Номер в ГРСИ РФ: | 65511-16 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Уралтехнострой", г.Уфа |
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 | 75 |
| Найдено поверителей | 3 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 75 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
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
