Назначение
Установки измерительные групповые автоматизированные «АГЗУ-НГИ» (далее -установки) предназначены для измерений массы и массового расхода нефтегазоводяной смеси, массы и массового расхода нефтегазоводяной смеси без учета воды (нефти), измерений объема и объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям.
Описание
Принцип действия установок основан на измерениях массы и массового расхода нефтегазоводяной смеси, массы и массового расхода нефтегазоводяной смеси без учета воды (нефти), измерений объема и объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям, после разделения в сепараторе.
Установки состоят из следующих основных составных частей, размешенных в блок-боксах:
- блок технологический (далее - БТ);
- блок аппаратурный (далее - БА).
Конструкция установок предусматривает несколько типовых вариантов исполнения.
В зависимости от варианта исполнения, установки могут комплектоваться средствами измерений (далее - СИ) различных типов.
Сепаратор служит для разделения нефтегазоводяной смеси, поступающей из скважины на свободный попутный нефтяной газ (далее - СНГ) и на нефтеводяную смесь.
На жидкостной линии после сепаратора установлено запорно-регулирующее устройство, соединяющее его с коллектором и обеспечивающее возможность пропуска жидкости через СИ расхода.
На газовой линии после сепаратора также установлено запорно-регулирующее устройство. Оно служит для создания перепада давления между сепаратором и общим трубопроводом. При открытии запорного устройства происходит пропуск газа в сборный коллектор.
Оборудование в БТ изготовлено во взрывозащищенном исполнении, в БА -общепромышленном.
БА предназначен для размещения, укрытия и обеспечения нормальных условий работы устанавливаемого в нем оборудования.
В БА установлено следующее оборудование:
- шкаф низковольтных комплектных устройств НКУ;
- шкаф контроля и управления на базе контроллеров общепромышленного исполнения;
- прибор приемно-контрольный охранно-пожарный.
Установки оснащены электрическим освещением, обогревателями, естественной и принудительной вентиляцией, газоанализатором, охранно-пожарной сигнализацией.
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.
| Наименование средства измерений | Регистрационный номер |
| Счетчик-расходомер массовый Micro Motion | 45115-16 |
| Счетчик-расходомер массовый СКАТ | 60937-15 |
| Массовый расходомер ЭМИС-МАСС 260 | 42953-15 |
| Счетчик-расходомер массовый ЭЛМЕТРО-Фломак | 47266-16 |
| Расходомер массовый Promass | 15201-11 |
| Счётчик газа вихревой СВГ.М | 13489-13 |
| Влагомер сырой нефти ВОЕСН | 32180-11 |
| Влагомер сырой нефти ВСН-2 | 24604-12 |
| Влагомер поточный ВСН-АТ | 62863-15 |
| Преобразователи давления измерительные АИР-20/М2 | 63044-16 |
| Датчики давления Метран-150 | 32854-13 |
| Преобразователь давления измерительный APC, APR, PC, PR | 67276-17 |
| Преобразователи (датчики) давления измерительные EJ | 59868-15 |
| Преобразователи давления измерительные IPT-10, IPT-11, UPT-20, UPT-21, DPT-10 | 67911-17 |
| Термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом ТххУ-205 | 68499-17 |
| Термопреобразователи сопротивления с выходным унифицированным сигналом TR21-A-xTT, TR21-A-xTB, TR21-B-xTT, TR21-B-xTB, TR21-C-xTT, TR21-C-xTB, ТR30-W, TR31-x-z-TT, TR33-Z-TT, TR34-x-TT, TR12-B и TSD-30 | 64798-16 |
| Термопреобразователи универсальные ТПУ 0304 | 50519-17 |
| Преобразователи измерительные YTA мод. YTA70 | 26112-08 |
| Контроллер программируемый SIMATIC S7-1200 | 63339-16 |
| Контроллеры на основе измерительных модулей SCADAPack 32/32P, 314/314Е, 330/334 (330Е/334Е), (350/357Е),321,313, 337Е, 570/575 | 56993-14 |
| Комплексы измерительно-вычислительные и управляющие на базе платформы Logix D | 64136-16 |
| Системы управления модульные Х20 | 57232-14 |
| Комплексы программно-технические МЕГА | 48782-11 |
Общий вид средства измерений представлен на рисунке 1.
Пломбирование установок измерительных групповых автоматизированных «АГЗУ-НГИ» не предусмотрено.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (далее - ПО) установок обеспечивает реализацию функций установок. Защита от непреднамеренных и преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных осуществляется автоматическим контролем целостности метрологически значимой части ПО, путем идентификации, защиты от несанкционированного доступа.
Уровень защиты программного обеспечения «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
| Идентиф икационные данные (признаки) | Значение |
| БСЛВЛРаскЗхх | SCADAPack32 | МЕГА |
| Идентификационное наименование ПО | ngiflow-sp300 | ngiflow-sp32 | Цикло-машина опроса «Ротор» | Mega OPCDA Server |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 30.2.53.1 | 32.12.35.7 | 10ХХ.Х сборкаХХХ | 10Х.Х.Х.ХХХ |
| Цифровой идентификатор ПО | 8CB1822C | B2BF942A | 7900413С09Б0 58BD0A7E70D B8B8C65B73 | 23С6ЕА040929 354С928D66FC F66D40D4 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения | CRC-32 | CRC-32 | md5 | md5 |
Продолжение таблицы 2
| Идентиф икационные данные (признаки) | Значение |
| Logix D | Х20 | SIMATIC S7-1200 |
| Идентификационное наименование ПО | ngiflow-cl | ngiflow-x20 | ngiflow-tia |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 30.2.53.1 | 20.6.86.11 | 12.2.5.4 |
| Цифровой идентификатор ПО | 8CB1822C | 86B5E126 | 9EB1B229 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения | CRC-32 | CRC-32 | CRC-32 |
Технические характеристики
Метрологические и основные технические характеристики установок приведены в таблице 3 и 4.
Таблица 3 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Массовый расход нефтегазоводяной смеси, т/сут: - «АГЗУ-НГИ»-120 - «АГЗУ-НГИ»-400 - «АГЗУ-НГИ»-800 - «АГЗУ-НГИ»-1500 | от 2,4 до 120 от 10 до 400 от 10 до 800 от 24 до 1500 |
| Объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям, м3/сут, не более: - «АГЗУ-НГИ»-120 - «АГЗУ-НГИ»-400 - «АГЗУ-НГИ»-800 - «АГЗУ-НГИ»-1500 | 14400 120000 240000 450000 |
| Пределы допускаемой относительной основной погрешности измерений массы и массового расхода нефтегазоводяной смеси*, % | ±2,5 |
| Пределы допускаемой относительной основной погрешности измерений массы и массового расхода нефтегазоводяной смеси без учета воды при содержании воды (в объемных долях)*, %: - от 0 до 70% - свыше 70 до 95% - свыше 95% | ±6 ±15 не нормируется |
| Пределы допускаемой относительной основной погрешности измерений объема и объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям*, % | ±5 |
| * Погрешности нормированы для нормальных условий испытаний на эталонах, аттестованных в установленном порядке |
Таблица 4 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Параметры |
| Характеристики рабочей среды: |
| Рабочая среда | Продукция нефтяных скважин -нефтегазоводяная смесь (нефть, пластовая вода, нефтяной газ) |
| Температура рабочей среды, °С | от +5 до +85 |
| Рабочее давление, МПа, не более | 6,3 |
| Содержание растворенного газа (в стандартных условиях) после СНТ в ИЛ ВНС, м3/м3 , не более | 20 |
| Максимальный газовый фактор м3/т | 300 |
| Плотность сырой нефти, приведённая к стандартным условиям (мин., макс), кг/м3 | от 800 до 1000 |
| Объемная доля воды в сырой нефти, %, не более | 98 |
| Плотность обезвоженной дегазированной нефти в стандартных условиях, кг/м3 | от 730 до 1040 |
| Кинематическая вязкость, сСт, не более | 500 |
| Массовая доля механических примесей, не более, % | 0,2 |
| Плотность пластовой воды в стандартных условиях, кг/м3, не более | от 1050 до 1200 |
| Содержание хлористых солей в пластовой воде, г/дм3, не более | 100 |
| Содержание парафина в нефти (объемные доли), %, не более | 6,0 |
| Содержание сероводорода, массовые доли, %, не более | 6,0 |
| Склонность нефти к пенообразованию | да |
| Технические характеристики |
| Количество подключаемых скважин | от 1 до 16 |
| Потребляемая мощность, кВт, не более | 20 |
| Вид входных/выходных сигналов СОИ: - унифицированные токовые сигналы, мА - дискретные: | 4-20 «сухой контакт» или «переход коллектор-эмиттер транзистора» |
| Коммуникационные каналы: - RS485 - RS 232S/485 - Ethernet | протокол Modbus (мастер) протокол Modbus (подчиненный) протокол Modbus ТСР\1Р (подчиненный) |
| Параметры питания электрических цепей: - род тока - напряжение, В - частота, Гц | переменный 380 -58; 220 -33 50±1 |
| Температура воздуха внутри помещений, С, не менее: - ТБ - БА | +5 +10 |
| Средняя наработка на отказ, ч, не менее | 100 000 |
| Срок службы, лет, не менее | 10 |
Знак утверждения типа
наносится по середине 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
| Наименование | Обозначение | Коли чество |
| Установка измерительная групповая автоматизированная «АГЗУ-НГИ» | - | 1 экз. |
| Установка измерительная групповая автоматизированная «АГЗУ-НГИ». Руководство по эксплуатации | 464.00.00.00.000 РЭ | 1 экз. |
| Установка измерительная групповая автоматизированная «АГЗУ-НГИ». Паспорт | 464.00.00.00.000 ПС | 1 экз. |
| Государственная система обеспечения единства измерений. Установка измерительная групповая автоматизированная «АГЗУ-НГИ». Методика поверки | МП 0776-9-2018 | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 0776-9-2018 «Инструкция. ГСИ. Установки измерительные групповые автоматизированные «АГЗУ-НГИ». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 16 февраля 2018 года.
Основные средства поверки:
- эталоны 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 %.
- эталоны 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 %.
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-НГИ» в виде оттиска поверительного клейма или наклейки.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «ГСИ. Масса нефтегазоводяной смеси и объем попутного нефтяного газа. Методика измерений с применением установок групповых измерительных автоматизированных «АГЗУ-НГИ», утвержденном ФГУП «ВНИИР» 21.03.2018 года (свидетельство об аттестации МИ № 01.00257-2013/2009-18 от 21.03.2018 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 28.99.39-019-14705371-2017 Установка измерительная групповая автоматизированная «АГЗУ-НГИ». Технические условия
72801-18: Методика поверки МП 0776-9-2018Скачать8.1 Мб