Схема агзу электрон 8 400 завышен замер. Введение. Назначение и область применения

Описание

В связи с изменениями производственной программы Торгового Дома САРРЗ продажа данного оборудования завершена.
Актуальный список товаров доступен в разделе

Автоматизированные групповые замерные установки АГЗУ устанавливаются на нефтедобывающих предприятиях и необходимы для учета добытых из нефтегазовых скважин сред. АГЗУ выполняют функции замера объема и соотношений сырой нефти, попутного нефтяного газа и пластовой воды. Все измерения выдаются в заданных единицах объема, полученная информация обрабатывается и передается на вышестоящий пункт дистанционного управления, где анализируется и архивируется.

Устройство установок АГЗУ

АГЗУ имеют блочно-модульную конструкцию. Корпус представляет собой пространственный стальной сварной каркас, теплоизолированный и обшитый сэндвич-панелями. В корпусе предусматриваются две двери в противоположных концах помещения, система вентиляции, освещение и отопление. В корпусе на полу располагается дренажный патрубок, через который осуществляется слив аварийно образовавшейся воды.

Для безопасной эксплуатации оборудования установки АГЗУ комплектуются охранной, пожарной и аварийной сигнализацией, которые подают звуковой и световой сигнал в случае форс-мажорных обстоятельств (разгерметизации газопроводов, утечки жидкости, недопустимое превышение давления и др.).

Установка АГЗУ состоит из двух основных блоков:

• технологический блок
• блок автоматики

В технологическом блоке установлено все функциональное оборудование: сепарационная емкость, трубопроводы от скважин, многоходовой переключатель скважин ПСМ/трехходовый шаровой кран с электрическим приводом, контрольно-измерительные приборы (массовые расходомеры, счетчики, сигнализаторы, датчики), запорная арматура, блок гидропривода и другие инженерные системы.

Все оборудование изготавливается во взрывозащищенном исполнении для класса взрывоопасной зоны В-1А, степени огнестойкости IV и категории А по взрыво- и пожарной опасности.

По требованию Заказчика в комплекте до места эксплуатации могут быть отгружены насос-дозатор для подачи химических реагентов, емкость для их хранения, напорный трубопровод для подачи реагентов в коллектор АГЗС.

В зависимости от модели АГЗУ позволяют измерять данные, поступающие от 8, 10 или 14 скважин объемом 400-1500 м 3 /сут.

В соответствии с производительностью и количеством скважин специалисты ТД САРРЗ предлагают следующие типоразмеры автоматизированный групповых замерных установок АГЗУ:

• АГЗУ 40-8-400*
• АГЗУ 40-10-400
• АГЗУ 40-14-400
• АГЗУ 40-8-1500
• АГЗУ 40-10-1500
• АГЗУ 40-14-1500

(*где: 40 - максимальное давление, кгс/см 2 , 8/10/14-количество скважин, 400/1500-производительность по жидкости, м 3 /сут.)

В блоке автоматики устанавливается шкаф управления, посредством которого осуществляется автоматическое управление и сбор информации от первичных контрольно-измерительных приборов и передача ее на вышестоящий уровень системы АСУ ТП. Данный блок может размещается отдельно от технологического блока не ближе 10 м во взрывобезопасном месте.

Принцип работы замерных установок АГЗУ

Газожидкостная смесь подается из скважины к блоку переключения скважин, где происходит разделение скважинных потоков. Выбор измеряемой скважины может осуществляться в ручном или автоматическом режиме. Жидкость из измеряемой скважины проходит через замерную линию и затем в сепаратор. Жидкости из остальных скважин подаются в выходной коллектор.

Для измерения содержания попутного нефтяного газа в сепарационной емкости осуществляется выделение газа путем сбора жидкой фазы на дне и выходом отделившегося газа в газовую линию, на которой установлены приборы учета. Когда сепаратор наполняется полностью, газовая линия закрывается, а жидкостная открывается. Это необходимо для слива газожидкостной смеси с одновременным учетом ее расхода. При опорожнении сепаратора газовая линия открывается, жидкостная закрывается.

Безопасность эксплуатации установки обеспечивается наличием сбросной линии, манометрами, уровнемерами, регуляторами давления и запорно-предохранительной арматурой.

Технические характеристики типовых замерных установок АГЗУ

Как приобрести замерную установку АГЗУ в Вашем городе?

Для того, чтобы купить автоматическую групповую замерную установку АГЗУ, Вы можете:

• прислать на электронную почту технические требования к оборудованию
• позвонить нашим специалистам по телефону 8-800-555-86-36 для уточнения заказа
• скачать и заполнить Опросный лист и прислать на электронную почту

Изделие зарегистрировано в Госреестре под номером 36930-08

НАЗНАЧЕНИЕ И ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

Комплекс аппаратно-программный поверочный АПК (далее - комплекс АПК) предназначен для обеспечения поверки установок измерительных групповых автоматизированных "Электрон" (далее - установки УИГА) при выпуске из производства и после ремонта в ОАО "Опытный завод "Электрон"

Вид климатического исполнения комплекса - УХЛ.4 по ГОСТ 15150-69, но для температуры окружающего воздуха от плюс 5 до плюс 50°С.

Степень защиты по ГОСТ 14254-96 - IP20.

Комплекс АПК является прочным к воздействию вибрации и имеет группу исполнения L3 по ГОСТ 12997-84.

ОПИСАНИЕ

Принцип действия комплекса АПК основан на преобразовании токовых и числоимпульсных сигналов рабочих эталонов и средств измерений в цифровой код и, на основании известных зависимостей, вычислении и отображении на дисплее компьютера комплекса АПК необходимой измерительной информации и погрешностей измерения измеряемых величин.

Комплекс АПК устанавливается в отапливаемом помещении и обеспечивает сбор и обработку необходимой информации при температуре окружающего воздуха от плюс 5 до плюс 50 °С.

Конструктивно комплекс АПК представляет собой комплект из контроллера технологического (далее - КТ) и персонального компьютера Intel Celeron или аналогичного (далее - ПК), оснащенного программой "Unior".

КТ содержит микропроцессорный комплекс, который производит вычислительные операции, предусмотренные техническим заданием и методикой поверки, и выдачу необходимой информации на ПК.

Комплекс АПК обеспечивает измерение, вычисление и передачу в устройство верхнего уровня необходимой измерительной информации, предусмотренной методикой поверки установки УИГА и формируемой электронной схемой согласно программе "Unior".

ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ

Комплекс АПК обеспечивает выполнение следующих функций:

Определение вместимости и погрешности определения вместимости сепарационной емкости установки УИГА;

Отображение вычисленных значений на дисплее ПК и выдача на внешний интерфейс по запросу оператора.

Пределы допускаемой относительной погрешности комплекса АПК при преобразовании токовых сигналов ± О, 03 %.

Пределы допускаемой абсолютной погрешности комплекса АПК при измерении числа импульсов ± 1 имп.

Пределы допускаемой относительной погрешности комплекса АПК при вычислении вместимости ±0,1%.

Пределы допускаемой относительной погрешности комплекса АПК при вычислении МжиОж ±0,1%.

Пределы допускаемой относительной погрешности комплекса АПК при вычислении VrnQr ±0,1%.

Пределы допускаемой относительной погрешности комплекса АПК при измерении времени ± 0,01 %.

Питание должно осуществляться от сети переменного тока частотой (50 ± 2) Гц и напряжением (220 ± 44) В.

Потребляемая КТ мощность должна быть не более 50 В-А.

Средний срок службы не менее 10 лет.

ЗНАК УТВЕРЖДЕНИЯ ТИНА

Знак утверждения типа наносится на титульный лист РЭ комплекса АПК типографским способом.

КОМПЛЕКТНОСТЬ

В состав комплекса АПК входят:

контроллер технологический, шт.

персональный компьютер, компл.

руководство по эксплуатации комплекса АПК, экз.

Unior. АГЗУ "Электрон". Руководство оператора.

методика поверки комплекса АПК, экз.

ПОВЕРКА

Поверка комплекса АПК производится в соответствии с документом по поверке: "Инструкция геи. Комплекс аппаратно-программный поверочный АПК. Методика поверки АПК.00.000 ПМ2", утвержденным ГЦИ СИ ФГУ "Тюменский ЦСМ" в июле 2007 г.

в перечень основного поверочного оборудования входят:

Калибратор токовой ветви FLUKE 705, относительная погрешность ± 0,02 %;

Генератор импульсов НР33120А;

Счетчик программный реверсивный Ф5007 ТУ 25-1799-75;

Частотомер ЧЗ-63А ЕЯ2.721.039 ТУ. Межповерочный интервал - три года.

НОРМАТИВНЫЕ И ТЕХНИЧЕСКИЕ ДОКУМЕНТЫ

1 ГОСТ 8.615-2005 «ГСИ. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования»

2 ТУ 4213-014-00135964-2005. "Установки измерительные групповые автоматизированные "Электрон". Технические условия.

3 АПК.00.000 РЭ. "Комплекс аппаратно-программный поверочный "АПК". Руководство по эксплуатации.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Тип средства измерений «Комплекс аппаратно-программный поверочный АПК» утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации согласно государственной поверочной схеме.

Место прохождение практики - г.Мегион «Автоматизация и Связь - Сервис»

Время прохождения практики - с 29.06.2015 по 19.07.2015.

Начальник - Курчук Анатолий Владимирович.

Руководитель практики - Бырдин Денис Константинович.

1 СТРУКТУРА ПРЕДПРИЯТИЯ

В рамках программы совершенствования организации управления нефтегазодобывающим производством органы корпоративного управления ОАО “Славнефть-Мегионнефтегаз” с октября 2003 года по январь 2004 года, в соответствии с законодательством РФ, приняли решения о преобразовании сервисных подразделений “Мегоиннефтегаза” в дочерние структуры - общества с ограниченной ответственностью. В соответствии с принятыми решениями, “Управление автоматизации и связи” было преобразовано в ООО “Автоматизация и Связь-Сервис”.

Организация оказывает такие сервисные услуги как: монтажно-наладочные работы систем КИПиА объектов нефтепромыслового оборудования, обслуживание и ремонт систем КИПиА, ремонт и поверка измерительных приборов используемых на объектах нефтепромыслов, оказание услуг связи (радиорелейной, УКВ радиосвязи), монтажно-наладочные работы охранно-пожарной сигнализации, а также ее обслуживание, ремонт и обслуживание торгово-холодильного оборудования.

ООО “А и С-Сервис” состоит из 4 структурных единиц (ЦМНТОиМО, ЦАП, ЦОПСиХО и Цех связи) и 8 подразделений:

ЦМНТО и МО (цех монтажа, наладки, технического обслуживания и метрологического обеспечения) - подразделяется на два участка:

– МНУ (монтажно-наладочный участок);

– УТОиМО (участок технического обслуживания и мет-

рологического обеспечения).

ЦАП (цех автоматизации производства).

ЦОПСиТХО (цех охранно-пожарной сигнализации и торгово-холодильного оборудования) подразделяется на два участка:

– УОП (участок охранно-пожарной сигнализации);

– УХО (участок торгово-холодильного оборудования).

Цех связи – подразделяется на три участка и абонентскую группу:

– Участок радиорелейной связи;

– Участок УКВ связи;

– Участок станционного оборудования.

1.1 Монтажно-наладочный участок

Монтажно-наладочный участок (МНУ) является подразделением ЦМНТО и МО в ООО “Автоматизация и Связь-Сервис”. На участке работает 21 человек: начальник участка, мастер КАиТ, ведущий инженер, инженер 1 категории по наладке и испытаниям, техник по учету и 16 слесарей по КИПиА 5-8 разрядов.

Основными функциями этого участка являются монтажно-наладочные работы и ремонт систем КИПиА объектов нефтедобычи и вывод данных на АСУ и ТП. В настоящее время проводятся такие работы как:

Монтаж-наладка и ремонт систем КИПиА автоматизированных групповых замерных установок (АГЗУ) типа “Спутник”, “Электрон”, “Мера”, “ОЗНА”.

Монтаж-наладка и ремонт систем КИПиА установок дозирования химреагента (УДХ).

Монтаж-наладка и ремонт систем КИПиА КНС и ДНС, а также факельного хозяйства.

Монтаж-наладка и ремонт систем КИПиА установок депарафинизации скважин УДС.

ремонт систем и повторная наладка систем КИПиА по программе капитального ремонта кустовых площадок в связи с их изношенностью по причине долгой эксплуатации (более 15 лет).

Установки измерительные групповые автоматизированные «Электрон» (далее - установки) предназначены для измерений автоматизированных массы и массовых расходов жидкой фазы сырой нефти (далее - сырой нефти), сырой нефти без учета воды и приведенного к стандартным условиям объема и объемного расхода свободного нефтяного газа, а также передачи данных о результатах измерений и индикации работы на диспетчерский пункт нефтяного промысла в условиях умеренного или умеренно-холодного климата.

Описание

Принцип действия установок основан на использовании косвенного гидростатического метода измерения массы сырой нефти и метода , который позволяет по измеренным значениям давления Р, объема V и температуры Т измеряемой среды вычислить объемный расход свободного нефтяного газа каждой из нефтяных скважин, подключаемых к сепараци-онной емкости установки. Масса сырой нефти без учета воды, в зависимости от исполнения установки, может быть определена как с применением данных об обводненности сырой нефти, полученных от установленного влагомера, так и на основании внесенных в контроллер данных о плотности нефти и пластовой воды в стандартных условиях.

Основным узлом установок является сепарационная емкость (далее - ЕС) с измерительной камерой (далее - ИК), оборудованной тремя датчиками гидростатического давления EJA210A производства Yokogawa Electric Corporation, по сигналам которых измеряется время заполнения ИК жидкой фазой потока продукции скважины, и вычисляются значения массового расхода сырой нефти, сырой нефти без учета воды. Также измеряется время опорожнения ИК и заполнения газообразной фазой потока и вычисляется значение объемного расхода свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям. Для учета изменения свойств рабочей среды, обусловленных повышенным давлением и изменяющейся температурой внутри емкости сепарационной в результаты измерений вносятся поправки по показаниям двух датчиков температуры ТСМУ 9418 и двух датчиков избыточного давления EJA530A производства Yokogawa Electric Corporation. Для определения массы и массового расхода сырой нефти без учета воды могут использоваться показания влагомера нефти поточного ПВН-615.001, необходимость которого определяется заказом. Процесс измерения управляется с помощью контроллера, а результаты измерений, накапливаясь в его памяти, выдаются на дисплей устройства визуализации и на диспетчерский пункт нефтепромысла (далее - ДП).

Допускается применять другие первичные преобразователи, имеющие характеристики не хуже указанных. Допускается изготавливать установки без влагомера сырой нефти. При этом масса сырой нефти без учета воды определяется на основании внесенных в контроллер данных о плотности нефти и пластовой воды в стандартных условиях.

Установки состоят из двух блоков: блока технологического (далее - БТ) и блока автоматики (далее - БА), и могут подключать на измерение, в зависимости от исполнения, от одной до четырнадцати нефтяных скважин.

Установки выпускаются в двух модификациях «Электрон-Х-400» и «Электрон-Х-1500» (где Х - количество подключаемых скважин), отличающихся диапазонами измерений массового расхода сырой нефти и объемного расхода свободного нефтяного газа.

В БТ расположены:

Сепаратор, служащий для отделения попутного газа от жидкости (водонефтяной смеси) в ЕС с ИК и измерения расхода сырой нефти и свободного нефтяного газа при попеременном заполнении и опорожнении ИК. Процесс заполнения ИК контролирует клапан переключающий с электроприводом (далее - КПЭ), обеспечивающий циклический режим измерения путем поочередного перекрывания запирающим элементом магистралей сброса газа или жидкости из ЕС в коллектор;

Распределительное устройство (далее - РУ), служащее для обеспечения очередности измерения продукции подключаемых к установке нефтяных скважин и последующего объединения их в один коллектор с помощью переключателя скважин многоходового (далее -ПСМ). Наличие РУ определяется исполнением установки;

Технологическое оборудование, системы отопления, освещения, сигнализации, вентиляции, взрывозащиты.

В БА расположены:

Силовой шкаф, осуществляющий питание электрических цепей установки;

Аппаратурный шкаф, служащий для размещения контроллера управления установкой (далее - КУ);

Системы отопления, освещения, сигнализации.

Программное обеспечение

Программное обеспечение состоит из микропрограммы «electron5165.dat» для контроллера. Метрологически значимая часть в отдельный блок не выделяется.

Доступ к памяти контроллера защищен паролем.

Контроллер имеет режим работы, при котором невозможны изменения встроенного ПО. Для модификации программного обеспечения необходим специальный загрузочный кабель и программное обеспечение. Доступ к модификации ПО защищен паролем, который устанавливается на заводе. Хранение пароля осуществляется в машинных кодах. Защита результатов измерений от преднамеренных изменений состоит в трехуровневом управлении доступом, каждый из уровней обладает собственным паролем.

Идентификационные данные определяются с помощью персонального компьютера разработчика, подключенного через последовательный интерфейс специальным кабелем, среды разработчика DirectSoft (создается образ ПО и файлы переносятся на персональный компьютер) и программы для расчета контрольной суммы.

Идентификационные данные программного обеспечения

Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений С по МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист эксплуатационной документации установки типографским способом и на таблички блока технологического и блока автоматики шелкографией или методом аппликации.

Комплектность

Поверка

осуществляется по документу «ГСИ. Установки измерительные групповые автоматизированные «Электрон, Методика поверки. 760.00.00.000 МП», утвержденной ФБУ «Тюменский ЦСМ», 25 сентября 2011 г.

В перечень основного поверочного оборудования входят:

а) датчик расхода жидкости индукционный ДРЖИ 25-8-МП, расход от 0,8 до 8,0 м3/ч; предел допускаемой относительной погрешности ± 0,5 %;

б) датчик расхода жидкости индукционный ДРЖИ 50-30-МП, расход от 3 до 30 м3/ч, предел допускаемой относительной погрешности ± 0,5 %;

в) датчик расхода жидкости индукционный ДРЖИ 100-200-МП, расход от 50 до 200 м3/ч, предел допускаемой относительной погрешности ± 0,5 %;

г) установка поверочная газовая УГН-1500, расход от 2 до 1500 м3/ч, предел допускаемой основной относительной погрешности воспроизведения расхода газа ± 0,33 %, предел допускаемой абсолютной погрешности измерения температуры ±0,5К;

д) мерники эталонные 2-го разряда типа М2р ГОСТ 8.400-80, вместимость 10 и 200 дм, предел допускаемой относительной погрешности ± 0,1 %;

е) колба мерная 2 класса точности по ГОСТ 1770-74 вместимость 1000 или 2000 см;

ж) ареометр АОН-1, диапазон измерения от 940 до 1000 кг/м3, цена деления ± 1,0 кг/м3;

з) частотомер электронно-счетный Ч3-57, 10 имп.; ± 1 имп.; 10 ... 100 с;

и) миллиамперметр Э 535, диапазон измерения (4 - 20) мА, приведенная погрешность ± 0,5 %.

Сведения о методах измерений

«Рекомендация ГСИ. Количество нефти и нефтяного газа нефтедобывающей скважины. Методика измерений массы сырой нефти, массы и объема нефтяного газа по дискретным измерениям, выполняемым установками измерительными групповыми автоматизированными «Электрон» гидростатическим методом измерения массы жидкости и методом P, V, T для измерения объема газа». Разработана и аттестована 30.12.2010 г. ФГУП «ВНИИР», г. Казань. Регистрационный номер по Федеральному реестру методик измерения ФР.1.29.2011.10012.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к установкам измерительным групповым автоматизированным «Электрон»

1. ГОСТ 2939-63 «Газы. Условия для определения объема».

2. ГОСТ Р 51330.0-99 «Электрооборудование взрывозащищенное».

3. ГОСТ Р 8.615-2005 «ГСИ Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования».