Назначение
Установки измерительные групповые автоматизированные «АГЗУ-120М-4,0» (далее -установки) предназначены для измерений массового расхода и массы сырой нефти, объемного расхода и объема свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, массового расхода и массы сырой нефти без учета воды.
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, приведенных к стандартным условиям, после разделения в сепараторе газожидкостной смеси, поступающей из скважины, на сырую нефть и свободный нефтяной газ. При подключении к установке более одной скважины, измерение количества продукции скважин производится отдельно для каждой скважины в установленном порядке. Порядок проведения измерений по каждой скважине, в том числе периодичность и длительность замеров, устанавливается при проведении пуско-наладочных работ установок на месте эксплуатации в зависимости от производительности подключенных скважин.
Конструктивно установки состоят из технологического (далее - БТ) и аппаратурного (далее - БА) блоков, которые представляют собой отдельные блок-боксы и могут монтироваться как на едином основании, так и раздельно (возможно исполнение БА в виде утепленного шкафа).
В состав БТ входят измерительный и распределительный модули. Так же предусмотрено исполнение установки без распределительного модуля (односкважинный вариант). В односкважинном исполнении газо-жидкостная смесь (далее - ГЖС) подаётся от одной скважины или через внешнее переключающее устройство не входящее в комплект поставки АГЗУ.
В состав измерительного модуля БТ может входить следующее оборудование и средства измерений (СИ):
- сепаратор;
- трубопроводная обвязка с запорной и (или) регулирующей арматурой, дренажной системой и узлом отбора проб (узел отбора проб устанавливается по отдельному требования заказчика);
- счетчик-расходомер массовый (для измерений массового расхода и массы сырой
нефти);
- счетчик расходомер массовый или счетчик (расходомер) объемного расхода газа (для измерений объемного расхода и объема свободного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям);
- 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 массовой доли воды в сырой нефти);
- датчики давления;
- датчики температуры;
- счетчик (расходомер) объемного расхода сепарированного нефтяного попутного газа, идущего на технологические нужды (устанавливается по отдельному требованию заказчика);
- счетчик жидкости турбинный ТОР, либо трубная катушка для его установки (устанавливается по отдельному требованию заказчика);
- манометры;
- устройство определения уровня жидкости в сепараторе (может быть реализовано на основе СИ разности давлений, СИ гидростатического давления столба жидкости, поплавкового устройства или сигнализаторов уровня);
- СИ содержания свободного и растворенного газа в сырой нефти (устанавливается по отдельному требованию заказчика);
- СИ содержания капельной жидкости в попутном нефтяном газе после сепарации (устанавливается по отдельному требованию заказчика);
- системы обогрева, освещения, приточно-вытяжной вентиляции, пожарной и газосигнализации.
В БА размещены:
- шкаф контроля и управления с системой обработки информации (СОИ) и вторичными блоками средств измерений, входящими в состав АГЗУ;
- силовой шкаф;
- системы обогрева, освещения, приточно-вытяжной вентиляции, пожарной и газосигнализации;
- система автоматического ввода резервного питания (АВР) (устанавливается по отдельному требованию заказчика);
- система телемеханики (устанавливается по отдельному требованию заказчика).
В составе СОИ, в зависимости от комплектации, могут входить следующие контроллеры:
- контроллер SCADAPack на основе измерительных модулей 5209, 5232,5305, модификаций SCADAPack32, SCADAPack350, SCADAPack357;
- контроллер SCADAPack на основе измерительных модулей 5000, модификаций SCADAPack32, SCADAPack334;
- контроллер программируемый логический МКLogic200
- контроллер измерительный R-AT-MM.
Вариант компоновки установок и их состав определяются на основании характеристик рабочей среды, требуемых параметров расходов сырой нефти и нефтяного газа, содержания пластовой воды в сырой нефти, а также отдельных требований заказчика.
В зависимости от производительности установки выпускаются в трех модификациях -«АГЗУ-120М-4,0-400», «АГЗУ-120М-4,0-700», «АГЗУ-120М-4,0-1500».
Перечень основных СИ, которыми комплектуются установки, 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
| Наименование | Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде |
| Счетчик-расходомер массовый «MicroMotion» | 45115-16 |
| Счетчик жидкости массовый MACK | 12182-09 |
| Расходомер массовый «Optimass» | 53804-13 |
| Расходомер массовый «Promass» | 15201-11 |
| Расходомер массовый «Promass 100» | 57484-14 |
| Счетчик-расходомер массовый кориолисовый ROTAMASS | 27054-14 |
| Счетчик-расходомер массовый «ЭМИС-МАСС 260» | 42953-15 |
| Счетчик-расходомер массовый ЭЛМЕТРО-Фломак | 47266-16 |
| Датчик расхода газа ДРГ.М | 26256-06 |
| Счетчик газа вихревой СВГ | 13489-13 |
| Наименование | Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде |
| Датчик расхода газа ультразвуковой корреляционный DYMETIC-1223 | 37419-08 |
| Счетчик газа ультразвуковой FLOWSIC 600 | 43981-11 |
| Расходомер счетчик вихревой OPTISWIRL 4070 | 52514-13 |
| Преобразователь расхода вихревой Эмис-вихрь 200 | 42775-14 |
| В ычислительУВП-280 | 53503-13 |
| Прибор вторичный теплоэнергоконтроллер ИМ2300 | 14527-17 |
| Влагомер сырой нефти «ВСН-2» | 24604-12 |
| Влагомер сырой нефти «ВСН-АТ» | 42678-09 |
| Влагомер сырой нефти «ВОЕСН» | 32180-11 |
| Влагомер сырой нефти ВСН-ПИК | 51343-12 |
| Контроллеры SCADAPack на основе измерительных модулей 5209, 5232, 5305, модификаций SCADAPack32, SCADAPack350, SCADAPack357 | 56993-14 |
| Контроллеры SCADAPack на основе измерительных модулей 5000, модификаций SCADAPack32, SCADAPack334 | 50107-12 |
| Контроллер программируемый логический МКLogic200 | 67996-17 |
| Контроллер измерительный R-AT-MM | 61017-15 |
Пломбирование установок от несанкционированного доступа не требуется.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) СОИ предназначено для сбора, обработки измерительной и сигнальной информации, поступающей от первичных преобразователей параметров, вычислений массы и среднего массового расхода сырой нефти, массы и среднего массового расхода обезвоженной нефти, объема и среднего объемного расхода нефтяного газа, приведения этих параметров к стандартным условиям, передачи измерительной информации на верхний уровень и управляющей информации на блок сигнализации и управления.
В процессе измерений СОИ принимает информацию от измерительных преобразователей параметров, усредняет, по соответствующим алгоритмам, обрабатывает, формирует измерительную информацию, протоколирует, индицирует, регистрирует, хранит результаты прямых измерений и вычислений по каждой скважине за период не менее одного месяца и передает по каналам связи на верхний уровень информационных систем (пунктов сбора измерительной информации систем телемеханики или центральных серверов корпоративных баз данных) архивную информацию и информацию о текущих результатах измерений.
Комплекс ПО состоит из двух частей:
1. ПО операторской панели.
2. ПО контроллера.
ПО контроллера является метрологически значимой частью программного обеспечения. ПО операторской панели расчетов и обработки данных не выполняет, и является только средством визуального интерфейса пользователя.
Исполняемый код ПО контроллера СОИ, результаты измерений хранятся в энергонезависимой памяти контроллера СОИ. Замена исполняемого кода ПО контроллера СОИ, удаление или изменение результатов измерений штатными средствами интерфейса пользователя невозможно.
Идентификационные данные программного обеспечения представлены в Таблице 2.
Уровень защиты ПО установок«средний» согласно Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО установок.
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| R-AT- MM | SCADAPack 32 | SCADAPack 350/357 | SCADAPack 334 | МКLogic200 |
| Идентиф икационное наименование ПО | R-AT- MM32 | АГЗУ-120М- 4,0 | АГЗУ-120М- 4,0 | АГЗУ-120М- 4,0 | MK201 firmware |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже V0.5.7 | не ниже 2.25 | не ниже 1.0.1 | не ниже 1.0.0 | 0.0.1.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | - | - | - | - | 4A715412 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | | | | | CRC32 |
Технические характеристики
Таблица 3 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| «АГЗУ- 120М- 4,0-400» | «АГЗУ- 120М- 4,0-700» | «АГЗУ- 120М- 4,0-1500» |
| Массовый расход сырой нефти, т/сут (кг/мин) | от 2,4 до 400 (от 1,7 до 278) | от 2,4 до 700 (от 1,7 до 480) | от 2,4 до 1500 (от 1,7 до 1000) |
| Объемный расход свободного нефтяного газа, 3 3 приведенный к стандартным условиям, м /сут (м /мин) | 120000 (83) | 210000 (145) | 450000 (312) |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массового расхода и массы сырой нефти , % | ±2,5 |
| Наименование характеристики | Значение |
| «АГЗУ- 120М- 4,0-400» | «АГЗУ- 120М- 4,0-700» | «АГЗУ- 120М- 4,0-1500» |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы сырой нефти без учета воды при содержании воды в сырой нефти (в объемных долях), %: - от 0 до 70% - свыше 70 до 95% | ±6,0 ±15,0 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объемного расхода и объема нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, % | ±5,0 |
Таблица 4 - Технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| «АГЗУ- 120М-4,0- 400» | «АГЗУ- 120М- 4,0-700» | «АГЗУ- 120М-4,0- 1500» |
| Рабочее давление, МПа, не более | 4,0 |
| Диапазон температуры рабочей среды, °С | от 0 до +90 |
| Массовая доля воды в сырой нефти, %, не более | 95 |
| Плотность сырой нефти в рабочих условиях, кг/м3, | | | |
| не более | | 1200 | |
| Вязкость сырой нефти, мм /с, не более | 500 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,2 |
| Параметры электрического питания: | | | |
| - напряжение переменного тока, В | 380±38 / 220 ±22 |
| - частота переменного тока, Гц | | 50±1 | |
| Потребляемая мощность, кВ • А, не более | 20 |
| Габаритные размеры, не более *: | | | |
| блок технологический: | | | |
| - длина | 7000 | 7500 | 12000 |
| - ширина | 3250 | 3250 | 3250 |
| - высота | 3250 | 3250 | 3250 |
| блок аппаратурный: | | | |
| - длина | 3200 | 3200 | 3200 |
| - ширина | 3200 | 3200 | 3200 |
| - высота | 3200 | 3200 | 3200 |
| Масса, кг, не более ** | | | |
| блок технологический | 8500 | 11500 | 14500 |
| блок аппаратурный | 2500 | 2500 | 2500 |
| Количество подключаемых скважин, шт. | до 14 |
| Условия эксплуатации: | | | |
| - температура окружающей среды, °С | от -60 до +40 |
| - атмосферное давление, кПа | от 96 до 104 |
| - относительная влажность окружающего воздуха, % | | до 80 | |
| Средний срок службы, лет | 25 |
| Средняя наработка на отказ, ч | 80000 |
| * - возможны отклонения от указанных размеров по требованию Заказчика; | |
| ** - возможны изменения в зависимости от комплектации. | | | |
Знак утверждения типа
наносится в верхнем левом углу титульного листа руководства по эксплуатации установки типографским способом и на таблички технологического и аппаратурного блока - методом гравировки или шелкографией.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Установка измерительная групповая автоматизированная, в том числе: Блок технологический Блок автоматики | «АГЗУ-120М-4,0- ХХХ» | 1 шт. |
| Установка измерительная групповая автоматизированная «АГЗУ-120М-4,0». Руководство по эксплуатации | | 1 экз. |
| Установка измерительная групповая автоматизированная «АГЗУ-120М-4,0». Паспорт | - | 1 экз. |
| «Инструкция. ГСИ. Установки измерительные групповые автоматизированные «АГЗУ-120М-4,0». Методика поверки» | НА.ГНМЦ.0149-17 МП | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу НА.ГНМЦ.0149-17 МП «Инструкция. ГСИ. Установки измерительные групповые автоматизированные «АГЗУ-120М-4,0». Методика поверки», утвержденному ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 30 июня 2017 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 %;
- рабочий эталон 2-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 1,5 до 2,0 %;
- средства поверки в соответствии с документами на поверку средств измерений, входящих в состав установок.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке или в паспорте установки.
Сведения о методах измерений
«Количество нефти и нефтяного газа извлекаемых из недр. Методика измерений установками измерительными групповыми автоматизированными «АГЗУ-120М-4,0», аттестована ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика» 22 декабря 2016 г (свидетельство об аттестации № RA.RU.310652-093/01 -2016)
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 4318-211-80025474-2015 «Установки измерительные групповые автоматизированные «АГЗУ -120М»
69925-17: Методика поверки НА.ГНМЦ.0149-17 МПСкачать5.2 Мб