Автоматизированная групповая замерная установка АГЗУ-4,0-10-400-П
| Номер в ГРСИ РФ: | 67798-17 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "ИМС Индастриз", г.Москва |
Автоматизированная групповая замерная установка АГЗУ-4,0-10-400-П (далее - АГЗУ) предназначена для измерения дебита нефтегазодобывающих скважин по массе сырой нефти, по массе сырой нефти без учета воды и по объему попутного нефтяного газа посредством сепарации нефтегазоводяной смеси с последующим измерением количества и параметров сепарированной скважинной жидкости и попутного нефтяного газа.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 67798-17 |
| Наименование | Автоматизированная групповая замерная установка |
| Модель | АГЗУ-4,0-10-400-П |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 623/2015 |
Производитель / Заявитель
ООО "ИМС Индастриз", г.Видное
Поверка
| Зарегистрировано поверок | 3 |
| Найдено поверителей | 3 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 3 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 67798-17: Описание типа СИ | Скачать | 194.7 КБ | |
| 67798-17: Методика поверки МП 0440-9-2016 | Скачать | 6.1 MБ |
Описание типа
Назначение
Автоматизированная групповая замерная установка АГЗУ-4,0-10-400-П (далее - АГЗУ) предназначена для измерения дебита нефтегазодобывающих скважин по массе сырой нефти, по массе сырой нефти без учета воды и по объему попутного нефтяного газа посредством сепарации нефтегазоводяной смеси с последующим измерением количества и параметров сепарированной скважинной жидкости и попутного нефтяного газа.
Описание
Принцип действия АГЗУ заключается в разделении нефтегазоводяной смеси на жидкую (сырая нефть) и газовую (попутный нефтяной газ) фазы с помощью сепаратора и последующим измерении массы сырой нефти и объема попутного нефтяного газа.
Массовый расход, масса и плотность сырой нефти измеряется прямым методом динамических измерений с применением расходомера массового Promass исполнения 40Е (далее - РМ), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 15201-11.
Объемный расход и объем попутного нефтяного газа в рабочих условиях (при давлении и температуре сепарации) измеряется прямым методом динамических измерений с применением датчика расхода газа «DYMETIC-1223M», тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 57997-14. Приведение измеренного объема попутного нефтяного газа к стандартным условиям осуществляется по алгоритму, реализованному в системе сбора и обработки информации (СОИ) АГЗУ.
Содержание объемной доли воды в сырой нефти измеряется/определяется одним из трех способов:
- прямым методом динамических измерений с применением влагомера сырой нефти ВОЕСН, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 32180-11;
- косвенным методом динамических измерений по результатам измерений РМ плотности сырой нефти, а также по результатам периодических определений в испытательной лаборатории плотности обезвоженной дегазированной нефти и плотности пластовой воды, значения которых вводятся в СОИ как условно-постоянные величины, применяемые в течении установленного периода времени;
- в испытательной лаборатории по отобранной пробе, согласно установленной периодичности, определенное значение вводится в СОИ АГЗУ как условно-постоянная величина в течении установленного периода времени.
Массовый расход и масса сырой нефти без учета воды измеряются косвенным методом динамических измерений, по результатам которых определяются значения массового расхода, массы сырой нефти и содержания объемной доли воды в сырой нефти.
Давление измеряемой среды измеряется в автоматическом режиме прямым методом динамических измерений с применением датчиков давления Метран-150 моделей 150ТА и 150TG, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 32854-13. Кроме того, для измерений и индикации давления используются манометры избыточного давления показывающие МП-У модификации МП-3У, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 10135-15.
Температура измеряемой среды измеряется в автоматическом режиме с применением преобразователей температуры Метран-280-Ех модели Метран-286-Ех с номинальной статической характеристикой преобразования (НСХ) типа «Pt100», тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № 23410-13.
СОИ АГЗУ реализована на основе системы управления модульной B&R X20, тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под №57232-14, и выполняет функции опроса первичных преобразователей, преобразования их сигналов из аналоговых в цифровые, расчета выходных величин, формирования отчетов.
Общий вид АГЗУ представлен на рисунке 1.
Рисунок 1
Пломбирование установок не предусмотрено.
Программное обеспечение
Комплекс программного обеспечения (далее - ПО) реализован в компонентах СОИ и обеспечивает обработку входных сигналов, а также расчет и хранение параметров дебита скважин в энергонезависимой памяти.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
AgzuIMS.br |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 3.71.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
- |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
- |
Уровень защиты ПО АГЗУ от непреднамеренных и преднамеренных изменений «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические характеристики АГЗУ
|
Наименование параметра |
Значение параметра |
|
Верхний предел измерений дебита скважины по жидкости, т/сут |
360 |
|
Максимальное количество попутного нефтяного газа приведенного к стандартным условиям на тонну нефти (газовый фактор), м3/т |
35,8 |
Окончание таблицы 2
|
Наименование параметра |
Значение параметра |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности установки*, %, при измерении | |
|
Массы сырой нефти |
±2,5 |
|
Массы сырой нефти без учета воды: - при содержании объемной доли воды до 70 % - при содержании объемной доли воды от 70 до 90 % |
±6,0 ±15,0 |
|
Объема попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям |
±5,0 |
|
* Погрешности нормированы для нормальных условий испытаний на эталонах, аттестованных в установленном порядке | |
Таблица 3 - Основные технические характеристики АГЗУ
|
Наименование показателя/параметра |
Значение показателя/параметра |
|
Рабочее избыточное давление, МПа, не более |
4,0 |
|
Температура рабочей среды, °С |
от +10 до +30 |
|
Содержание воды в сырой нефти, %, не более |
90 |
|
Вязкость кинематическая нефти, мм2/с: - при 20 °С - при 30 °С |
600 28,63 |
|
Плотность сырой нефти, кг/м3 |
от 910 до 1120 |
|
Плотность нефти обезвоженной, дегазированной, кг/м3 |
от 860 до 900 |
|
Плотность пластовой воды, кг/м3 |
от 1001 до 1143 |
|
Максимальное количество подключаемых скважин |
10 |
|
Режим работы |
Постоянный /периодический |
|
Параметры электропитания | |
|
- частота переменного тока, Гц |
50±1 |
|
- напряжение переменного тока, В |
220±22, 380±38 |
|
- потребляемая мощность, кВ^А, не более |
50 |
Знак утверждения типа
наносится типографским или иным способом на титульных листах руководства по эксплуатации и паспорт.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность поставки*
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Автоматизированная групповая замерная установка АГЗУ-4,0-10-400-П |
заводской номер 623/2015 |
1 шт. |
|
Комплект запасных частей, инструментов и принадлежностей |
1 шт. | |
|
Руководство по эксплуатации |
0762.00.00.000 РЭ |
1 экз. |
|
Методика поверки |
МП 0440-9-2016 |
1 экз. |
|
Паспорт |
0762.00.00.000 ПС |
1 экз. |
|
*Комплект поставки АГЗУ может дополняться по условиям контракта. | ||
Поверка
осуществляется по документу МП 0440-9-2016 «Инструкция. ГСИ. Автоматизированная групповая замерная установка АГЗУ-4,0-10-400-П. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 10 марта 2016 г.
Основные средства поверки:
рабочие эталоны 1-го и 2-го разряда по ГОСТ 8.637-2013.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе «Инструкция. ГСИ. Количество нефти и нефтяного газа, извлекаемых из недр. Методика измерений с применением установки измерительной нефти и нефтяного газа» (Свидетельство об аттестации 01.00257-2013/4709-16 от 08 июня 2016 г., выдано ФГУП «ВНИИР», номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.29.2016.25282)
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 3667-003-97243614-2015 Измерительные установки нефти и нефтяного газа
Смотрите также
