Установки измерительные групповые автоматизированные АГЗУ-УТС, 65511-16

Назначение

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.

Описание

Принцип действия установок основан на измерениях массы и массового расхода сырой нефти, массы и массового расхода сырой нефти без учета воды, объема и объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, после разделения в сепараторе газожидкостной смеси, поступающей из скважины, на свободный нефтяной газ и сырую нефть.

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 или основе средства измерений разности давлений, или средства измерений гидростатического давления столба жидкости, или поплавкового устройства, или сигнализаторов уровня);

-    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 сырой нефти (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 сырой нефти 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 сырой нефти и попутного нефтяного газа, содержания воды в сырой нефти, 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.

Таблица 1 - Перечень основных СИ, которыми комплектуются модификации установок

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»

Таблица 2 - Идентификационные данные программного обеспечения

Технические характеристики

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

Таблица 4 - Основные технические характеристики

Знак утверждения типа

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

Комплектность

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

Поверка

осуществляется по документу МП 0448-9-2016 «Инструкция. ГСИ. Установки измерительные групповые автоматизированные «АГЗУ-УТС». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 01 июля 2016 года.

Основные средства поверки:

-    эталоны 1-го разряда по ГОСТ 8.637-2013 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков», 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 %.

-    эталоны 2-го разряда по ГОСТ 8.637-2013 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков», с диапазоном воспроизводимого массового расхода газожидкостной смеси, соответствующим рабочему диапазону поверяемой установки, с относительной погрешностью измерения массового расхода жидкой смеси от 1,5 до 2,0 %.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

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

Сведения о методах измерений

содержатся в документе «ГСИ. Масса сырой нефти. Методика измерений с применением Установки измерительные групповые автоматизированные «АГЗУ-УТС», утвержденном ФГУП «ВНИИР» от «12» июля 2016 года (свидетельство об аттестации МИ № 01.00257-2013/6109-16 от «12» июля 2016 г.).

Нормативные документы

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

ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования

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