Установки измерительные групповые автоматизированные АГЗУ-УТС, 86176-22

Назначение

Установки измерительные групповые автоматизированные АГЗУ-УТС (далее - установки) предназначены для измерений массы и массового расхода скважинной жидкости, массы и массового расхода скважинной жидкости без учета воды, объема и объемного расхода попутного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям.

Описание

Принцип действия установок основан на измерениях массы и массового расхода скважинной жидкости, массы и массового расхода скважинной жидкости без учета воды, объема и объемного расхода попутного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям, после разделения в сепараторе газожидкостной смеси, поступающей из скважины, на скважинную жидкость и попутный нефтяной газ.

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 основе датчиков непрерывного измерений или дискретных сигнализаторов);

-    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 скважинной жидкости (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 скважинной жидкости 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 скважинной жидкости и попутного нефтяного газа, содержания воды в скважинной жидкости, 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.

Условное обозначение и заводской номер наносятся лазерным методом на таблички, прикрепленные справа от входа в БТ и БА.

Нанесение знака поверки на установки не предусмотрено.

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

Общий вид установок представлен на рисунке 1.

Программное обеспечение

Метрологически значимой частью программного обеспечения (далее - ПО) установок является метрологический измерительный модуль программы Mesurements.

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». Идентификационные данные метрологически значимой части ПО установок приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Идентификационные данные программного обеспечения

Технические характеристики

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

Таблица 3 - Метрологические характеристики

Таблица 4 - Основные технические характеристики

Знак утверждения типа наносится

на титульных листах руководства по эксплуатации и паспорта установок типографским способом, на таблички блока технологического, блока аппаратурного - методом аппликации или шелкографии.

Комплектность

Комплектность установок приведена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

Сведения о методах измерений

приведены в документе «ГСИ. Масса скважинной жидкости и объем попутного нефтяного газа. Методика измерений с применением установок измерительных групповых автоматизированных «АГЗУ-УТС», утвержденном ВНИИР - филиалом ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 15 июня 2020 г. (свидетельство об аттестации № 01.00257-2013/6209-20 от 15 июня 2020 г.), ФР.1.29.2020.37803.

Нормативные документы

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

ПНСТ 360-2019 «Предварительный национальный стандарт Российской Федерации. ГСИ. Измерения количества добываемых из недр нефти и попутного нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования».

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

Правообладатель

Общество с ограниченной ответственностью «Корпорация Уралтехнострой» (ООО «Корпорация Уралтехнострой»)

ИНН 027502247

Адрес: 450065, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Свободы, д.61 Телефон: 8 (347) 279-20-61 e-mail: info@uralts.ru