—	Установка массоизмерительная стационарная
—	Установка массоизмерительная транспортабельная
—	Установка измерительная групповая автоматизированная АГЗУ-120М

УСТАНОВКА ИЗМЕРИТЕЛЬНАЯ ГРУППОВАЯ АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ АГЗУ-120М

Установка измерительная групповая автоматизированная «АГЗУ-120М» предназначена для измерения среднесуточного массового расхода жидкости, для измерения среднесуточного объемного расхода газа и для определения среднесуточного массового расхода нефти, добываемых из нефтяных скважин с погрешностью согласно ГОСТ Р 8.615-2005.

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:

Установка обеспечивает для каждой подключенной на измерение нефтяной скважины:

- прямые измерения среднего массового расхода 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-120М» имеют большое количество вариан­тов исполнения, которые отвечают самым высоким технологическим требованиям, требованиям безопасности и надежности и могут эксплуатироваться в различных условиях.

Установка состоит из технологического и аппаратурного блоков и включает комплект монтажных и запасных частей, инструмента и принадлежностей.

Измеряемая среда – нефтегазовая смесь:

рабочее давление, МПа, не более 4,0

вязкость, сСт, не более 500

плотность нефти, кг/м³ , не более 900

плотность пластовой воды, кг/м³ 1000…1200

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, °С -5…+60

содержание сероводорода и агрессивной пластовой

воды должно вызывать коррозию, мм/год, не более 0,2

Технические характеристики

Диапазон измерения дебита скважин:

по жидкости, т/сут. ,1…400

по газу, м³/сут., не более 300000

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,

МПа, не более 0,025

Напряжение питания, В 380/220

Частота, Гц 50

Климатическое исполнение установок – У1 (-40…+40°С), ХЛ1 (-60…+50°С)
Межповерочный интервал, лет – 4.

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

- в блоке технологическом - взрывозащищенное (класса В-1а);

- в блоке аппаратурном - общепромышленное (класс П-IIа).

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

Количество подключенных 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.

Способ компоновки, установочно-присоединительные размеры, используемые логические контролеры, наличие и тип контрольно-измерительных приборов, используемой арматуры, диаметр входных и выходного патрубков определяется заводом изготовителем с согласованием Заказчика.