Счетчики количества жидкости - сырой нефти СКЖ-СН. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Счетчики количества жидкости - сырой нефти СКЖ-СН

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 3
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 3 года
Найдено поверителей 2

Назначение

Счетчики количества жидкости - сырой нефти «СКЖ-СН» (далее - СКЖ-СН) предназначены для измерений массового расхода и массы жидкостей, в том числе дебита нефтяных скважин по сырой нефти.

Описание

СКЖ-СН конструктивно выполнен из двух функциональных частей:

-    первичный преобразователь расхода жидкости;

-    вторичный прибор - электронный блок вычислений, который устанавливается вне взрывоопасной зоны.

Первичный преобразователь расхода жидкости представляет собой техническое устройство камерного типа с призматическими ковшами и грузовыми уравновешивателями, служащее для опрокидывания массовой порции сырой нефти.

Первичный преобразователь расхода жидкости монтируется непосредственно на трубопроводе с измеряемой средой при помощи фланцевых соединений.

Состав первичного преобразователя, его основные узлы, оборудование и контрольноизмерительные приборы:

-    входной коллектор, для подачи газожидкостной смеси (далее - ГЖС), состоящей из сырой нефти и попутного нефтяного газа в корпус СКЖ-СН;

-    эжектор, для возврата излишней жидкости в сопло-сепаратор;

-    камера измерительная (далее - КИ);

-    блок измерительный ковшовый (далее - БИК);

-    сопло-сепаратор, для отделения сырой нефти и свободного газа;

-    выходной коллектор, для отвода ГЖС из СКЖ-СН;

-    эжектор, для отвода отсепарированного газа.

В состав электронного блока вычислений (далее - ЭБВ) входит контроллер программируемый SIMATIC S7 - 1200 (зарегистрированный в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под регистрационным номером 15771-10) или вычислитель БЭСКЖ-СН.

Общий вид первичного преобразователя расхода и ЭБВ c обозначением места нанесения знака поверки приведен на рисунках 1 и 2.

Принцип работы СКЖ-СН основан на прямом методе измерений массы и массового расхода сырой нефти и заключается в поочередном заполнении сырой нефтью одного из двух призматических ковшей, находящихся в измерительной камере с последующим их опрокидыванием в момент достижения в них определенной массы жидкости. Частота заполнений и последующих сливов измерительных камер определяет массовый расход и массу протекающей жидкости.

Преобразование числа поворотов (опрокидываний) ковшей в измерительной камере в электрические импульсы осуществляется посредством воздействия магнитных датчиков, закрепленных на ковшах.

Для подвода рабочей жидкости и ее отвода предназначен коллектор и регулируемое входное устройство (в дальнейшем - сопло-сепаратор). ГЖС подается во входной коллектор, и через сопло-сепаратор в один из ковшей измерительной камеры, заполняет ковш до величины (в единицах массы), приводящей к изменению условия устойчивого равновесия, обусловленного положением центра масс ковшей в измерительной камере, что приводит к повороту ковшей измерительной камеры и сливу жидкости из ковша в корпус камеры. Затем этот процесс повторяется на втором ковше камеры. Одновременно в выходной коллектор вытесняется жидкость, находящаяся в нижней части корпуса камеры. При заполнении измерительной камеры часть газа из ГЖС выделяется за счет эффекта гравитационной сепарации.

Избыток газа также вытесняется в выходной коллектор. Необходимым условием работы в закрытой системе сбора (под избыточным давлением), является наличие газа в корпусе преобразователя.

Текущие и суммарные значения массы и массового расхода жидкости вычисляются в ЭБВ и отображаются на индикаторе или на главном меню монитора компьютера, а также фиксируются и хранятся в течение определенного времени в архиве. Кроме того, возможна передача нормируемого импульса в систему телеметрии.

Основное функциональное назначение СКЖ-СН:

-    вычисление массового расхода сырой нефти;

-    вычисление массы сырой нефти;

-    накопление и хранение интегральных значений измеренных параметров;

Лист № 3 Всего листов 5

-    индикация измеряемых, вычисляемых, программируемых параметров на жидкокристаллическом индикаторе ЭБВ;

-    хранение ранее записанных данных при отключении сетевого питания;

-    передача измеряемых и расчётных параметров на автоматизированное рабочее место -оператора.

Программное обеспечение

СКЖ-СН имеет программное обеспечение (далее - ПО), реализованное в ЭБВ СКЖ-СН, сведения о котором приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные ПО

Значение

Идентификационное наименование ПО

ECLIPSE GCC C/C++ BSKG-SN/CPP

Номер версии (идентификационный номер) ПО

4.5.0 BSKG-SN/CPP 1.0.0.6

Цифровой идентификатор ПО

10.04.2015/01/24/2016

Уровень защиты ПО ЭБВ СКЖ-СН от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077 - 2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».

Технические характеристики

Основные технические и метрологические характеристики СКЖ-СН приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Основные технические и метрологические характеристики СКЖ-СН

Наименование характеристики

Значение характеристики

Измеряемая среда

Нефть сырая

Диапазон массового расхода сырой нефти, т/сут

от 2,4 до 480

Рабочее давление, МПа

от 0,5 до 6,3

Температура, °С

от +5 до +70

Кинематическая вязкость сырой нефти, сСт

от 5 до 150

Плотность сырой нефти, кг/м3

от 700 до 1270

Содержание воды в сырой нефти, %

от 0 до 100

Г азосодержание рабочей среды, % (в объемных долях)

от 0,3 до 95

Концентрация хлористых солей, %, (в массовых долях), не более

7

Массовая доля механических примесей, %, не более

0,15

Массовое содержание сероводорода, %, не более

0,1

Массовая доля серы, %, не более

3,5

Массовая доля парафина, %, не более

7

Пределы допускаемой относительной основной погрешности при измерениях массы и массового расхода сырой нефти, %

±2,5

Климатические условия эксплуатации СКЖ-СН

температура окружающей среды, °С

от -35 до +55

атмосферное давление, кПа

от 84 до 106,7

относительная влажность воздуха при температуре 15 °С, %., не более

96

Лист № 4 Всего листов 5

Типоразмеры и диапазоны измерений массового расхода СКЖ-СН приведены в

таблице 3.

_Таблица № 3 - Типоразмеры и диапазоны измерений расхода СКЖ-СН

Типоразмеры СКЖ-СН

Единица измерения

Диапазоны массовых расходов рабочей среды

СКЖ-СН - 30 - 6,3

т/ч

от 0,1 до 1,25

СКЖ-СН - 60 - 6,3

т/ч

от 0,2 до 2,5

СКЖ-СН - 120 - 6,3

т/ч

от 0,5 до 5,0

СКЖ-СН - 210 - 6,3

т/ч

от 1,0 до 8,75

СКЖ-СН - 480 - 6,3

т/ч

от 2,5 до 20,0

Знак утверждения типа

наносится в верхней части по центру титульного листа руководства по эксплуатации СКЖ-СН типографским способом.

Комплектность

Комплектность поставки СКЖ-СН и приведена в таблице №4 .

Таблица №3 - Комплектность поставки СКЖ-СН

Обозначение

Наименование

Кол.

ИКБ 03.113.100

Счетчик количества жидкости - сырой нефти-СКЖ-СН- ХХХ-ХХ

1

ИКБ 03.113.001ПС

Счетчик количества жидкости - сырой нефти-«СКЖ-СН». Паспорт

1

ИКБ 03.113.001РЭ

Счетчик количества жидкости - сырой нефти-«СКЖ-СН».Руководство по эксплуатации

1

ИКБ 03.113.001РО

Счетчик количества жидкости - сырой нефти-«СКЖ-СН».Руководство оператора

1

МП 0384-9-2016

Инструкция. ГСИ. Счетчики количества жидкости -сырой нефти «СКЖ-СН». Методика поверки

1

ГСИ. Масса сырой нефти. Методика измерений с помощью счетчиков количества жидкости - сырой нефти «СКЖ-СН»

1

ИКБ 03.113.001ЗИП

ЗИП

1

У паковочный лист

1

Поверка

осуществляется по документу МП 0384-9-2016 «Инструкция. ГСИ. Счетчики количества жидкости - сырой нефти «СКЖ-СН». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР»

01 марта 2016 г.

Основные средства поверки:

-    Государственный первичный специальный эталон единицы массового расхода газожидкостных смесей ГЭТ 195-2011 по ГОСТ 8.637-2013 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков», с диапазоном расходов от 2 до 110 т/ч (для жидкости), от 0,1 до 250 м3/ч (для газа), суммарные неопределенности: расхода газа находится в пределах ±0,38 %, расхода жидкости находится в пределах ±0,46 %;

-    эталоны 1-го разряда по ГОСТ 8.637-2013, с диапазоном воспроизводимого массового расхода газожидкостной смеси, соответствующим рабочему диапазону поверяемой установки, с относительной погрешностью измерения массового расхода жидкой смеси от 0,5% до 1,0 %.

-    эталоны 2-го разряда по ГОСТ 8.637-2013, с диапазоном воспроизводимого массового расхода газожидкостной смеси, соответствующим рабочему диапазону поверяемой установки, с относительной погрешностью измерения массового расхода жидкой смеси от 1,5% до 2,0 %.

Лист № 5 Всего листов 5

Знак поверки наносится: на корпус первичного преобразователя расхода (рис. 1) ударным методом; на электронный блок (рис. 2); в паспорт СИ с подписью поверителя и знаком поверки или выдачей свидетельства о поверке в виде оттиска поверительного клейма или наклейки.

Сведения о методах измерений

Методы измерений содержатся в документе «ГСИ. Масса сырой нефти. Методика измерений с помощью счетчиков количества жидкости - сырой нефти «СКЖ-СН», утвержденной ФГУП «ВНИИР» «21» декабря 2015 г. (свидетельство об аттестации методики измерений № 01.00257-2013/45909-15 от «21» декабря 2015 г.)

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к счетчикам количества жидкости - сырой нефти «СКЖ-СН»

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

ГОСТ Р 51330.0-99 (МЭК 60079-0-99) Электрооборудование взрывозащищённое. Часть 0. Общие требования.

ГОСТ Р 51330.10-99 (МЭК 60079-11-99) Электрооборудование взрывозащищённое. Часть 11. Искробезопасная цепь i.

ГОСТ Р 51330.13-99 (МЭК 60079-14-99) Электрооборудование взрывозащищённое. Часть 14. Электроустановки во взрывоопасных зонах (кроме подземных выработок). Технические условия ТУ 4818-007-60313662-2014.

ГОСТ 8.637-2013. ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков.

Развернуть полное описание