Установка измерительная групповая автоматизированная АГЗУ-120М

Что представляет собой автоматизированная установка АГЗУ-120М БОЗНА

Внешне конструкция состоит из двух модулей. Первый – для технологических процессов. Второй – для размещения аппаратуры. Установка АГЗУ-120М используется для определения расхода скважин. Она вычисляет параметры и доли нефти, воды и газа в общем потоке.

Принцип работы установки АГЗУ-120М БОЗНА заключается в сепарации нефтяного потока на две среды. Она позволяет отдельно учитывать параметры газа и водонефтяной смеси.

Установка может вычислить температуру, массу и плотность нефти в потоке. Она точно измеряет объем свободных газов. АГЗУ-120М позволяет контролировать время работы скважины.

Оборудование имеет взрывонепроницаемую оболочку. Это обуславливает устойчивость корпуса приборов перед угрозой взрывов.

Эксплуатационные характеристики установки АГЗУ-120М БОЗНА

Температура нефти должна быть не более +85 градусов Цельсия. Нижняя граница данного показателя - +5 градусов Цельсия. Доля воды в рабочей среде может доходить вплоть до 99,9%. Объем механических примесей не может превышать 0,2%. Рабочее давление для АГЗУ-120М – 4,0 или 6,3 МПа.

Габариты и масса установки зависят от модификации АГЗУ-120М. БОЗНА разработала четыре варианта исполнения оборудования.

Где купить установку автоматизированную АГЗУ-120М БОЗНА

«Приборы контроля» уже не первый год на рынке. Выбор в пользу продукции БОЗНА был сделан ввиду высокого качества и надежности. У нас можно приобрести автоматизированную установку АГЗУ-120М БОЗНА по приемлемой стоимости.

Мы уважаем своих клиентов и ценим их личное время. Поэтому наш сервис отточен до мелочей. Мы работаем профессионально и оперативно. Всю информацию о сотрудничестве можно узнать у менеджеров компании.

Установка обеспечивает выполнение:

прямых измерений:

• массы, плотности и температуры
• сырой нефти (водонефтяной смеси);
• массы нефтяного газа;
• объемного содержания воды в водонефтяной смеси;
• объемного содержания нефти в водонефтяной смеси;
• времени исследования скважины и времени ее работы за отчетный период;

косвенных измерений:

• объема нефтяного газа;
• массы сырой нефти без учета воды и расходов скважины по нефти и газу.

Измеряемая среда – продукция скважины, газожидкостная смесь:

температура сырой нефти, °С………………………………………………………………+5 … +85

вязкость сырой нефти, сСт, не более……………………………………………………500

плотность пластовой воды, кг/м3, не более…………………………………………1200

плотность сырой нефти, кг/м3, не более………………………………………………800 - 1000

содержание воды в сырой нефти, объемных долей, %, не более………….99,9

массовая доля механических примесей, %, не более…………………………….0,2

Измерение массы сырой нефти (массовый расход жидкости) и массы нефтяного газа, выделившегося из сырой нефти в сепараторе, производится методом прямых измерений с применением массовых кориолисовых расходомеров различных производителей (МАСК, Micro Motion, Rota Yokogawa и др.).

Для определения объема газа, выделившегося из сырой нефти в сепараторе, и приведения этого объема к стандартным (нормальным) условиям используется метод вычисления с использованием измеренной плотности газа.

Для вычисления массы нефти используются данные массового расхода жидкости, ее обводненности, измеренной влагомером ВОЕСН (или другим с метрологическими характеристиками не хуже, чем у указанного).

Вид климатического исполнения – У1 (от -45 oС до +50 oС) или УХЛ1 (от -60 oС до +50 oС); относительная влажность – до 100%.

Электрооборудование АГЗУ-120M имеет взрывобезопасный уровень взрывозащиты с видом взрывозащиты «искробезопасная цепь», маркировка по взрывозащите 1ExibII BT3/ВТ4(C Т1…Т6) и «взрывонепроницаемая оболочка», маркировка по взрывозащите 1ExdIIBT3(CT4…CT6).

Технические характеристики

Рабочее давление, Мпа………………………………………………………………………… 4,0 и 6,3

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений:

массы сырой нефти, %....................................................................... ± 2,5

массы сырой нефти, без учета воды, при содержании воды в сырой нефти, %:

до 70% ………………………………………………………….. ± 6

от 70% до 95% ………………………………………………… ± 15

свыше 95% ……………………………………………………… ± 30

объема нефтяного газа, % ………………………………………. ± 5

Количество подключаемых скважин …………………………. от 1 до 16

Потеря давления при максимальном расходе жидкости, МПа, не более ……………...0,02