Установки измерительные групповые автоматизированные АГЗУ-ПЕРЕСВЕТ
| Номер в ГРСИ РФ: | 78068-20 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "ЭНВИОГРУПП", г.Москва |
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.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 78068-20 |
| Наименование | Установки измерительные групповые автоматизированные |
| Модель | АГЗУ-ПЕРЕСВЕТ |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 22.04.2025 |
Производитель / Заявитель
ООО "ЭНВИОГРУПП", г.Москва
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 78068-20: Описание типа СИ | Скачать | 132.8 КБ | |
| 78068-20: Методика поверки НА.ГНМЦ.0320-19 МП | Скачать | 8.7 MБ |
Описание типа
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.
Таблица 1 - Перечень основных СИ, которыми комплектуются модификации установок
|
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
|
«АГЗУ-ПЕРЕСВЕТ» |
Х |
Х |
Х |
Х |
Х |
Х |
Х |
Х |
Х |
Х |
Х |
Х |
|
Номинальное давление, МПа (4,0; 6,3) | ||||||||||||
|
Количество подключаемых скважин, шт (1, 2, 4, 6, 8, 10, 12, 14) | ||||||||||||
|
Максимальный дебит жидкости по скважине, м3/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-Па.
Установка относится к взрывоопасным установкам, в которых могут образовываться взрывоопасные смеси категории IIA 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.
Рисунок 1 - Внешний вид установки измерительной групповой автоматизированной
«АГЗУ-ПЕРЕСВЕТ»
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 |
Технические характеристики
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, мПа •с, 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 |
Окончание таблицы 6
|
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 |
1ExdIIAT3, 1ExiIIAT3 |
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
Смотрите также
