Установки измерительные АГЗУ-ТТ
| Номер в ГРСИ РФ: | 79302-20 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Компания "ТЕХНОТЕКС", г.Уфа |
Установки измерительные «АГЗУ-ТТ» (далее - установки) предназначены для измерений дебита брутто нефти в составе нефтегазоводяной смеси извлекаемой из скважины (далее - дебит брутто нефти), массы нетто нефти и дебита нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси извлекаемой из скважины (далее - дебит нетто нефти), объема попутного нефтяного газа и расхода попутного нефтяного газа приведенного к стандартным условиям в составе нефтегазоводяной смеси извлекаемой из скважины (далее - расход попутного нефтяного газа).
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 79302-20 |
| Наименование | Установки измерительные |
| Модель | АГЗУ-ТТ |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 02.10.2025 |
Производитель / Заявитель
ООО "Компания "ТЕХНОТЕКС", г.Уфа
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 79302-20: Описание типа СИ | Скачать | 111.8 КБ | |
| 79302-20: Методика поверки | Скачать | 8.9 MБ |
Описание типа
Назначение
Установки измерительные «АГЗУ-ТТ» (далее - установки) предназначены для измерений дебита брутто нефти в составе нефтегазоводяной смеси извлекаемой из скважины (далее - дебит брутто нефти), массы нетто нефти и дебита нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси извлекаемой из скважины (далее - дебит нетто нефти), объема попутного нефтяного газа и расхода попутного нефтяного газа приведенного к стандартным условиям в составе нефтегазоводяной смеси извлекаемой из скважины (далее - расход попутного нефтяного газа).
Описание
Принцип действия установок основан на разделении нефтегазоводяной смеси на жидкую фазу нефтегазоводяной смеси и попутный нефтяной газ. Отделившийся попутный нефтяной газ направляется в линию измерения количества газа, где осуществляются измерения объема и расхода попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, а также температуры и давления газа. Жидкая фаза нефтегазоводяной смеси направляется в линию измерения количества жидкости, где осуществляются измерения дебита брутто нефти, массы и дебита нетто нефти, объемной доли пластовой воды, плотности, температуры и давления жидкой фазы нефтегазоводяной смеси.
Измерение массы и дебита нетто нефти производится с применением результатов измерений объемной доли пластовой воды и плотности жидкой фазы нефтегазоводяной смеси. Объемная доля пластовой воды измеряется поточным влагомером или по аттестованному лабораторному методу, а плотность жидкой фазы нефтегазоводяной смеси измеряется по каналу измерения плотности счетчика-расходомера массового.
Установка состоит из технологического блока с технологическим оборудованием (БТ) и аппаратурного блока (БА), размещенных в блок-боксах. Конструктивно БА и БТ могут быть расположены раздельно или на едином основании. По отдельному требованию заказчика установки могут не комплектоваться БА при условии размещения системы обработки информации (СОИ) и системы управления и распределения электроэнергии (СУРЭ) в БТ (при этом шкафы СОИ и СУРЭ должны быть соответствующего взрывозащищенного исполнения) или в помещении, предоставленным заказчиком.
В состав БТ входят распределительный и измерительный модули.
Измерительный модуль имеет два исполнения:
1. с поточным влагомером;
2. без поточного влагомера.
В состав распределительного модуля входят трубопроводы подключения скважин, переключатель скважин многоходовой (ПСМ), байпасный трубопровод и выходной коллектор. Наличие ПСМ определяется модификацией установки. ПСМ направляет поток нефтегазоводяной смеси от скважины на измерительный модуль или на выход в сборный коллектор.
Измерительный модуль состоит из сепаратора, средств измерений (СИ), трубопроводной обвязки с запорной и регулирующей арматурой, дренажной системы и узлом пробоотбора. В измерительном модуле для измерений дебита брутто нефти используются счетчики-расходомеры массовые, для измерений объема и расхода попутного нефтяного газа могут использоваться счетчики-расходомеры массовые, а также вихревые, ультразвуковые счетчики газа, для измерений объемной доли пластовой воды в варианте с исполнением 2 используются поточные влагомеры.
Электрооборудование, размещенное в БТ, имеет взрывобезопасный (искробезопасный) уровень взрывозащиты.
В состав БА входят: СОИ, система управления и распределения электроэнергии, система жизнеобеспечения и сигнализации .
СОИ обеспечивает сбор и обработку информации от первичных преобразователей.
Система управления и распределения электроэнергии управляет всеми системами установки и обеспечивает распределение электроэнергией в установке.
Система жизнеобеспечения и сигнализации обеспечивают функционирование обогрева, освещения, вентиляции, пожарной сигнализации и сигнализации загазованности БТ и БА.
Модификация установки и ее состав определяется на основании характеристик рабочей среды и требуемых параметров: дебита брутто нефти и расхода попутного нефтяного газа, содержания пластовой воды в жидкой фазе нефтегазоводяной смеси, а также отдельных требований заказчика.
Перечень основных СИ, которыми комплектуются установки в зависимости от модификации, приведен в таблице 1.
СИ, находящиеся в составе установки, подлежат пломбированию в соответствии с их описанием типа.
Таблица 1 - Перечень основных СИ, которыми комплектуются модификации установок
|
Наименование СИ |
Регистрационный номер |
|
1 |
2 |
|
Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion |
45115-16 |
|
Расходомер массовый Promass |
15201-11 |
|
Счетчики-расходомеры массовые кориолисовые ROTAMASS |
76785-19 |
|
Счетчики-расходомеры массовые Штрай-Масс |
70629-18 |
|
Расходомер-счетчик массовый Optimass х400 |
53804-13 |
|
Счетчик-расходомер массовый «ЭМИС-МАСС 260» |
42953-15 |
|
Датчики расхода газа «DYMETIC-1223M» |
77155-19 |
|
Датчики расхода газа ДРГ.М |
26256-06 |
|
Счетчики газа ультразвуковые FLOW SIC 600 |
43981-11 |
|
Счетчики газа КТМ600 РУС |
62301-15 |
|
Счетчики газа вихревые СВГ.М |
13489-13 |
|
Расходомеры-счетчики вихревые OPTISWIRL 4200 |
74011-19 |
|
Влагомеры поточные «ВСН-АТ» |
62863-15 |
|
Влагомеры нефти поточные ПВН-615Ф |
63101-16 |
|
Измеритель обводненности «Red Eye» |
47355-11 |
|
Влагомеры сырой нефти ВСН-2 |
24604-12 |
|
Преобразователи давления измерительные 3051 |
14061-15 |
|
Датчики давления Метран-150 |
32854-13 |
|
Преобразователи давления измерительные Сапфир-22ЕМ |
46376-11 |
|
Преобразователи давления измерительные JUMO dTRANS p02, JUMO dTRANS p02 DELTA, JUMO dTRANS p20, JUMO dTRANS p20 DELTA, JUMO DELOS |
56239-14 |
|
Преобразователи (датчики) давления измерительные EJ* |
59868-15 |
|
Преобразователи давления измерительные «ЭЛЕМЕР-АИР-30М» |
67954-17 |
|
Преобразователи давления измерительные АИР-20/М2 |
63044-16 |
|
Преобразователи давления измерительные АИР-IOU, АИР-10Р |
70286-18 |
|
Датчики давления «ЭЛЕМЕР-100» |
39492-18 |
|
Термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом Метран-270, Метран-270-Ex |
21968-11 |
|
Термометры сопротивления платиновые вибропрочные эталонные ПТСВ |
32777-06 |
Окончание таблицы 1
|
1 |
2 |
|
Термопреобразователи сопротивления из платины и меди ТС и их чувствительные элементы ЧЭ |
58808-14 |
|
Термопреобразователи универсальные ТПУ 0304 |
50519-17 |
|
Устройства распределенного ввода-вывода SIMATIC ET200 |
66213-16 |
|
Модули аналоговые серии I-7000, М-7000, tM, I-8000, I-87000, I-9000, I-9700, ET-7000, PET-7000, ET-7200, PET-7200 |
70883-18 |
|
Комплексы измерительно-вычислительные и управляющие на базе платформы Logix D |
64136-16 |
|
Комплексы измерительно-вычислительные и управляющие на базе PLC |
15652-09 |
|
Системы управления модульные B&R Х20 |
57232-14 |
|
Контроллеры программируемые логические МКLogic200 |
67996-17 |
|
Контроллеры программируемые SIMATIC S7-300 |
15772-11 |
|
Контроллеры программируемые SIMATIC S7-1200 |
63339-16 |
|
Контроллеры SCADAPack 530Е и 535Е |
64980-16 |
|
Контроллеры SCADAPack 32/32Р, 314/314Е, 330/334 (330Е/334Е), 350/357 (350Е/357Е), 312, 313, 337Е, 570/575 |
69436-17 |
|
Контроллеры программируемые DirectLOGIC, CLICK, Productivity 2000, Productivity 3000, Protos X, Terminator |
65466-16 |
Класс взрывоопасной зоны эксплуатации установки по классификации «Правил устройства электроустановок» (ПУЭ):
- в помещений БТ: В-1а;
- в помещений БА: П-Па.
Класс взрывоопасной зоны эксплуатации установки по ГОСТ 30852.9-2002:
- класс помещений БТ: взрывоопасная зона класса 1;
- класс помещений БА: взрывобезопасная зона.
Установка относится к взрывоопасным установкам, в БТ 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).
Расшифровка условного обозначения установки:
условий на установку
Внешний вид установки приведен на рисунке 1.
Рисунок 1 - Общий вид установки измерительной «АГЗУ-ТТ»
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) установки представляет с собой встроенное программное обеспечение ПЛК.
Уровень защиты ПО установки от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные ПО установки представлены в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО установки
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование |
«AGZU-TT» |
|
Номер версии (идентификационный номер) |
не ниже 1.0.1 |
|
Цифровой идентификатор |
_ |
Технические характеристики
Т а б л и ц а 3 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон измерений дебита брутто нефти, т/ч (т/сут) |
от 0,42 до 62,5 (от 10,0 до1500,0) |
|
Диапазон измерений объема и расхода попутного нефтяного газа приведенного к стандартным условиям, м3/ч (м3/сут) |
от 2,08 до 12500 (от 50 до 300000) |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности установки при измерениях: - дебита брутто нефти, % - массы нетто нефти и дебита нетто нефти при содержании пластовой воды (в объемных долях %), %1) от 0,1 до 70% вкл. свыше 70 до 95 % вкл. свыше 95 до 98 % вкл. - объема и расхода попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, % |
± 2,5 ± 6,0 ± 15,0 согласно методике измерений ± 5,0 |
|
1) Пределы допускаемых погрешностей обеспечиваются при соблюдение требований, приведенных в методике измерений МН 1011-2020. | |
Таблица 4 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Измеряемая среда |
нефтегазоводяная смесь (нефть, пластовая вода и попутный нефтяной газ) |
|
Рабочее давление, МПа, не более |
10,0 |
|
Температура измеряемой среды, °С |
от +1 до +80 |
|
Объемная доля пластовой воды в жидкой фазе нефтегазоводяной смеси, % |
от 0,1 до 98,0 вкл. |
|
Диапазон плотности жидкой фазы нефтегазоводяной смеси, кг/м3 |
от 830 до 1150 |
|
Кинематическая вязкость жидкой фазы нефтегазоводяной смеси, мПа •с, не более |
1000 |
|
Газовый фактор, м3/т, не более |
1000 |
|
Минимальное значение содержания свободного нефтяного газа в 1 м3 нефтегазоводяной смеси в рабочих условиях, м3 |
0,1 |
|
Массовая доля механических примесей в жидкой фазе нефтегазоводяной смеси, %, 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 |
|
Климатические исполнения установки ГОСТ 15150-69 |
У1, УХЛ1 |
|
Маркировка взрывозащиты оборудования из состава установки |
1ExdПАТЗ, 1ЕмИАТЗ |
|
Условия эксплуатации: - температура окружающей среды, °С - температура внутри БА, °С - температура внутри БТ, °С - влажность окружающего воздуха, % - атмосферное давление, кПа |
от -60 до +40 от +10 до +45 от +5 до +45 от 20 до 80 от 84 до 107 |
|
Параметры электрического питания: - напряжение переменного тока, В - частота переменного тока, Гц |
400±40/230±23 50±0,4 |
|
Потребляемая мощность, кВт, не более |
20 |
|
Габаритные размеры БТ, мм, не более - высота - ширина - длина Габаритные размеры БА, мм, не более - высота - ширина - длина |
3600 3200 12000 3600 3200 4000 |
|
Масса, кг, не более: - БТ - БА |
20000 6000 |
|
Средний срок службы, лет, не менее |
10 |
|
Средняя наработка на отказ, час, не менее |
80000 |
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 5 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Установка измерительная «АГЗУ-ТТ» |
АГЗУ-ТТ-ХХ-ХХ-ХХ-ХХ |
1 шт. |
|
Установки измерительные «АГЗУ-ТТ». Руководство по эксплуатации |
812/3.00.00.00.000 РЭ |
1 экз. |
|
Установка измерительная «АГЗУ-ТТ». Паспорт |
812/3.00.00.00.000 ПС |
1 экз. |
|
«Инструкция. ГСИ. Установки измерительные «АГЗУ-ТТ». Методика поверки» |
НА.ГНМЦ.0444-20 МП |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0444-20 МП «Инструкция. ГСИ. Установки измерительные «АГЗУ-ТТ». Методика поверки», утвержденному ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 20 марта 2020 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 методику поверки средств измерений, входящих в состав установки.
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 1011-2020 «ГСИ. Масса нетто нефти в составе нефтегазоводяной смеси и объем попутного нефтяного газа. Методика измерений с применением установки измерительной «АГЗУ-ТТ», ФР.1.29.2020.36882.
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 28.99.39-017-50814179-2019 Установки измерительные АГЗУ-ТТ». Технические условия.
Смотрите также
