| Номер в госреестре | 67798-17 |
| Наименование СИ | Автоматизированная групповая замерная установка |
| Обозначение типа СИ | АГЗУ-4,0-10-400-П |
| Изготовитель | ООО "ИМС Индастриз", г.Видное |
| Год регистрации | 2017 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
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.
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-3 У, 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.
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.
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 |
| 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, мм /с: | |
| - при 20 °С | 600 |
| - при 30 °С | 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 |
наносится типографским или иным способом на титульных листах руководства по эксплуатации и паспорт.
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. | ||
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.
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)
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
| Зарегистрировано поверок | 3 |
| Поверителей | 3 |
| Актуальность данных | 16.09.2024 |
