АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ ГРУППОВАЯ ЗАМЕРНАЯ УСТАНОВКА (АГЗУ)

Областью применения установки являются напорные системы сбора продукции нефтяных скважин и автоматизированные системы управления технологическими процессами нефтедобычи.

Для измерений массы нефти и объема свободного газа в установке применен сепарационный метод.

ОСНОВНЫЕ ФУНКЦИИ АГЗУ:

• прямые измерения среднего массового объема и массы сырой сепарированной нефти;
• прямые измерения, приведенные к стандартным условиям среднего объемного расхода и объема выделившегося в результате сепарации нефтяного газа;
• прямые или косвенные измерения влагосодержания W0 (объемного) жидкости;
• косвенные (вычисленные, при заданных лабораторных плотностях пластовой воды и нефти) измерения среднего массового расхода и массы сепарированной безводной нефти;
• измерение температуры газа;
• измерение давления в сепараторе и коллекторе.

Установки АГЗУ имеют большое количество вариантов исполнения и отвечают самым высоким технологическим требованиям, требованиям безопасности и надежности и могут эксплуатироваться в различных условиях.

ТИПОВОЙ СОСТАВ АГЗУ:

Установка состоит из технологического и аппаратурного блоков. В состав поставки также включается комплект монтажных и запасных частей, инструмента и принадлежностей.

Установки АГЗУ имеют большое количество вариантов исполнения и отвечают самым высоким технологическим требованиям, требованиям безопасности и надежности и могут эксплуатироваться в различных условиях.

Габаритные размеры и масса определяются соответствующей конструкторской документацией на конкретную модификацию установки.

Количество подключаемых скважин, наличие дозировочного насоса с емкостью, нанесения внутреннего антикоррозионного покрытия, установка патрубков для подключения поверочной установки, наличие телеметрии, цветовое оформление и дополнительные требования устанавливаются по требованию Заказчика.

Изготовлением и реализацией АГЗУ занимается дочернее предприятие
АО «Нефтеавтоматика» - ООО «СОЗАиТ»

ИЗМЕРЯЕМАЯ СРЕДА - НЕФТЕГАЗОВАЯ СМЕСЬ:

• рабочее давление не более 4,0 МПа;
• вязкость не более 500 сСт;
• плотность нефти не более 900 кг/м³;
• плотность пластовой воды 1000...1200 кг/м³;
• объемная доля воды не более 0...99 %;
• массовая доля мехпримесей не более 0,05 %;
• массовая доля парафина не более 8,0 %;
• массовая доля серы не более 2,0 %;
• температура −5...+60 °С;
• содержание сероводорода и агрессивной пластовой воды должно вызывать коррозию не более 0,2 мм/год.

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ

Диапазон измерения дебита скважин:

• по жидкости 1...400 т/сут.;
• по газу не более 300 000 м³/сут.

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений:

• массы сырой нефти ± 2,5 %;
• массы сырой нефти, при содержании воды в сырой нефти, %:
  • до 70% ± 6;
  • от 70% до 95% ± 15;
  • свыше 95% ± 30;
  • объема нефтяного газа ± 5 %.

  Количество подключаемых скважин 1...14;

  Потеря давления при максимальном расходе жидкости не более 0,025 МПа;

  Напряжение питания 380/220 В;

  Частота 50 Гц;

  Климатическое исполнение установок — У1 (-40...+40°С), ХЛ1 (-60...+50°С);

  Межповерочный интервал 4 года.

  По защищенности от воздействия окружающей среды исполнение электрооборудования и контрольно-измерительных приборов соответствует:

  • в блоке технологическом — взрывозащищенное (класс В-1а);
  • в блоке аппаратурном — общепромышленное (класс П-IIа).

  Габаритные размеры и масса определяются соответствующей конструкторской документацией на конкретную модификацию установки.