| Номер в госреестре | 64424-16 |
| Наименование СИ | Счетчики количества жидкости - сырой нефти |
| Обозначение типа СИ | СКЖ-СН |
| Изготовитель | ООО "Тех сервис", г.Бугульма |
| Год регистрации | 2016 |
| Срок свидетельства | 29.06.2021 |
| МПИ (интервал между поверками) | 3 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
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.
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.
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».
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 |
наносится в верхней части по центру титульного листа руководства по эксплуатации СКЖ-СН типографским способом.
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 |
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.
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.
| Зарегистрировано поверок | 3 |
| Поверителей | 2 |
| Актуальность данных | 17.11.2024 |
