АГЗУ

Установки АГЗУ-ВИРА предназначены для непрерывных или дискретных измерений массы сепарированной сырой нефти, массы сепарированной нефти обезвоженной и объёма свободного нефтяного газа, а также для измерений среднего массового расхода сырой нефти, нефти и среднего объёмного расхода газа, добываемых из нефтяных скважин.

Описание

Принцип действия установок основан на измерении счетчиками-расходомерами массовыми параметров потока продукции нефтяной скважины.

Для каждой подключенной на измерение скважины АГЗУ-ВИРА обеспечивают:
-прямые измерения массового расхода и массы сырой нефти;
-прямые и/или косвенные измерения объемного расхода и объема газа, выделившегося в результате сепарации, с приведением к стандартным условиям;
-прямые или косвенные измерения объемной доли воды в сырой нефти;
При подаче на вход продукции нефтяной скважины АГЗУ-ВИРА обеспечивают либо попеременное наполнение и опорожнение сепаратора (далее - ЕС) жидкостью, либо постоянное истечение жидкости с поддержанием в ЕС постоянного уровня. При этом расходомеры-счетчики жидкости и газа регистрируют текущие значения измеряемых расходов, массы и объема, влагомер регистрирует текущее содержание воды в жидкости, а контроллер обрабатывает информацию от средств измерений (СИ), индицирует её на дисплее и выдает информацию на интерфейсные выходы согласно протоколу обмена. В состав АГЗУ-ВИРА входят блок технологический (БТ) и блок автоматики (БА).
Блок технологический включает в себя:
-СИ количества жидкости и газа;
-СИ давления, температуры, уровня и гидростатического давления (при необходимости);
Технологическое оборудование: ЕС, систему регулирования уровня жидкости в ЕС, устройство распределительное и трубопроводную обвязку.
Блок автоматики включает в себя:
-систему обработки информации (СОИ);
-шкаф силового управления (ШСУ);
Элементы системы жизнеобеспечения блок-бокса обеспечивают их обогрев, освещение, вентиляцию и пожарогазосигнализацию. Климатическое исполнение - У, УХЛ по ГОСТ 15150 Дополнительно возможна установка системы дозирования реагентов и подогрев жидкости в измерительной линии и в сепараторе, а также установка фильтра очистки жидкости перед входом в сепаратор.

 

Технические характеристики

 

Количество подключаемых скважин

4 - 14 

Диапазон дебитов, подключенных к установке скважин, м3/ сут, в пределах

от 1 до 1500
Рабочее давление, МПа, не более 4,0

Питание электрических цепей:
 
род тока переменный
напряжение, В 380\220
частота переменного тока, Гц 50±1
потребляемая мощность, кВА, не более 20

Характеристика окружающего воздуха:
 
интервал температур, оС от минус 45 до плюс 40
относительная влажность, % до 100

Характеристика рабочей среды:
 
рабочая среда – газо-жидкостная смесь (ГЖС)  
температура, оС, в пределах от 5 до 80
вязкость жидкости 10-6 м2/с, не более 500
плотность нефти, кг/м3 700 - 900
плотность пластовой воды, кг/м3 1000 - 1200

содержание воды в жидкости, массовая доля, %, в пределах

от 0 до 100 

содержание парафина, объемная доля, %

до 7 

содержание механических примесей, массовая доля, %, не более

0,05 

содержание серы, объемное, % 3
газовый фактор нм3/т, не более 650

Вид и количество входных/выходных сигналов (каналов) БИОИ станции управления, не менее:
 
унифицированные токовые сигналы 0-20 мА 6
дискретные - «сухой контакт» или «переход коллектор-эмиттер транзистора» 11
импульсные 2

Коммуникационные каналы
 
RS485 протокол Modbus (мастер)
RS232S/485 протокол Modbus (подчиненный)

Пределы допускаемой относительной погрешности, % БИОИ станции управления при:
 
измерениях унифицированных токовых сигналов ± 0,5;
измерениях интервалов времени ± 0,15;
измерениях числа импульсов ± 0,15;
обработке информации ± 0,05.

Установки при
 
измерениях среднесуточного массового расхода жидкости ± 2,5
измерениях среднесуточного объемного расхода газа (в стандартных условиях) ± 5,0
определениях среднесуточного массового расхода нефти ± 6,0

Исполнение приборов, устройств и электрооборудования технологического блока

взрывозащищенное 

Исполнение электрооборудования блока аппаратурного

обыкновенное

Средняя наработка на отказ по функциям измерений и определений параметров, ч, не менее

34500
Среднее время восстановления работоспособного состояния оборудования установки, ч, не более 2